JP2009115654A - Hydrocarbon concentration measuring instrument, and hydrocarbon concentration measuring method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定する技術に関する。より詳細には、ガスに含まれる炭化水素の濃度および組成が変化する場合における炭化水素濃度測定の応答性および精度の向上に関する。 The present invention relates to a technique for measuring the concentration of hydrocarbons contained in a gas. More specifically, the present invention relates to an improvement in responsiveness and accuracy of hydrocarbon concentration measurement when the concentration and composition of hydrocarbons contained in a gas change.
近年、環境問題に対する意識の高まりから、自動車等の排気ガス中に含まれる炭化水素量を更に低減することが求められている。
自動車等の排気ガス中に含まれる炭化水素量を低減するためにはエンジンの更なる燃費向上や触媒による排気ガス浄化性能の向上を図る必要があるが、これらの技術の向上の前提として、排気ガス中に含まれる炭化水素の濃度を精度良く測定する技術が求められる。
In recent years, there has been a demand for further reducing the amount of hydrocarbons contained in the exhaust gas of automobiles and the like due to increasing awareness of environmental issues.
In order to reduce the amount of hydrocarbons contained in the exhaust gas of automobiles, etc., it is necessary to further improve the fuel efficiency of the engine and the exhaust gas purification performance by the catalyst. A technique for accurately measuring the concentration of hydrocarbons contained in a gas is required.
特に、エンジンの燃焼解析を行う場合には「安定期」すなわち自動車が等速で走行しているとき等、エンジンの挙動が一定のときだけでなく、「過渡期」すなわちエンジンの始動時や加速・減速時等、エンジンの挙動が変化するときの排気ガスに含まれる炭化水素の濃度やその組成(炭化水素を構成する化学種の種類および化学種毎の濃度)をも詳細に分析する必要がある。しかし、安定期とは異なり、過渡期の排気ガスに含まれる炭化水素の濃度やその組成は時々刻々と変化する。
そのため、排気ガスに含まれる炭化水素の濃度やその組成の変化に対する応答性(リアルタイムで炭化水素の濃度や組成の変化を測定可能であること)および測定精度を高い次元で両立する炭化水素の濃度測定技術が求められている。
In particular, when performing combustion analysis of the engine, not only when the engine behavior is constant, such as when the engine is running at a constant speed, i.e. when the car is running at a constant speed, but also during the transition period, i.e. when the engine starts or accelerates. -It is necessary to analyze in detail the concentration of hydrocarbons contained in the exhaust gas when the engine behavior changes, such as during deceleration, and the composition (types of chemical species constituting the hydrocarbons and concentrations for each chemical species) is there. However, unlike the stable period, the concentration and composition of hydrocarbons contained in the exhaust gas in the transition period change from moment to moment.
Therefore, the hydrocarbon concentration in the exhaust gas that has high levels of responsiveness to changes in hydrocarbon concentration and composition (that can measure changes in hydrocarbon concentration and composition in real time) and measurement accuracy. Measurement technology is required.
従来、ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定する技術を測定原理で分類すると、代表的なものとしては(1)水素炎イオン化法(Flame Ionization Detector;FID)を用いるもの、(2)非分散形赤外線分析法(Non−Dispersive Infrared Analyzer)を用いるものが知られている。 Conventionally, technologies for measuring the concentration of hydrocarbons contained in gas are classified according to measurement principles. Typical ones are: (1) Flame ionization detector (FID), (2) Non-dispersion A method using a non-dispersive infrared analyzer is known.
(1)水素炎イオン化法は、測定の対象となるガスと燃料となる水素ガスとの混合気を所定の流量でノズル等から噴射し、当該噴射された混合気に点火することにより発生する炭素イオンのイオン電流をコレクタ電極で検出し、検出されたイオン電流に基づいて測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の濃度を測定する方法である。
(1)水素炎イオン化法を用いる炭化水素濃度の測定装置の例としては、水素炎イオン化検出器を備えた全炭化水素計(Total Hydrocarbon Meter;THC計)、水素炎イオン化検出器を備えたガスクロマトグラフ(Gas Chromatograph)が知られている。
(1) The hydrogen flame ionization method is a method of injecting an air-fuel mixture of a gas to be measured and hydrogen gas to be fuel from a nozzle or the like at a predetermined flow rate, and igniting the injected air-fuel mixture. In this method, the ion current of ions is detected by a collector electrode, and the concentration of hydrocarbons contained in the gas to be measured is measured based on the detected ion current.
(1) Examples of the apparatus for measuring the hydrocarbon concentration using the flame ionization method include a total hydrocarbon meter (THC meter) equipped with a flame ionization detector and a gas chromatograph equipped with a flame ionization detector. A gas chromatograph is known.
水素炎イオン化検出器を備えた全炭化水素計は、測定の対象となるガスと燃料となる水素ガスとの混合気に点火することにより発生する炭素イオンのイオン電流を水素炎イオン化検出器が備えるコレクタ電極で検出し、検出されたイオン電流に基づいて測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の全炭化水素濃度をメタン濃度換算値(ppmC)の形で算出するものである。
水素炎イオン化検出器を備えた全炭化水素計は、実質的には測定の対象となるガスに含まれる炭素原子の個数をカウントするものであり、その測定精度自体は高いが測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の化学種毎の組成を測定することはできない。
A total hydrocarbon meter equipped with a flame ionization detector has a flame ionization detector that has an ion current of carbon ions generated by igniting a mixture of a gas to be measured and a hydrogen gas as a fuel. The total hydrocarbon concentration of hydrocarbons contained in the gas to be measured is calculated in the form of a methane concentration converted value (ppmC) based on the detected ion current detected by the collector electrode.
A total hydrocarbon meter equipped with a flame ionization detector is a device that substantially counts the number of carbon atoms contained in the gas to be measured. The composition of each hydrocarbon species contained in the gas cannot be measured.
水素炎イオン化検出器を備えたガスクロマトグラフは、測定の対象となるガスをキャリアガス(移動相)と混合して分離カラムに供給してガスに含まれる炭化水素の化学種毎に分離し、当該化学種毎に水素ガスと混合して点火し、発生する炭素イオンのイオン電流を水素炎イオン化検出器が備えるコレクタ電極で検出し、検出されたイオン電流に基づいて測定の対象となるガスに含まれる化学種毎の濃度をメタン濃度換算値(ppmC)の形で算出するものである。
水素炎イオン化検出器を備えたガスクロマトグラフは、算出された化学種毎の濃度を積算することにより測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の全炭化水素濃度を算出することも可能である。
A gas chromatograph equipped with a flame ionization detector mixes a gas to be measured with a carrier gas (mobile phase), supplies it to a separation column, and separates it for each hydrocarbon species contained in the gas. Each chemical species is mixed with hydrogen gas and ignited, and the ion current of the generated carbon ions is detected by the collector electrode provided in the flame ionization detector and included in the gas to be measured based on the detected ion current The concentration for each chemical species is calculated in the form of a methane concentration conversion value (ppmC).
A gas chromatograph equipped with a flame ionization detector can also calculate the total hydrocarbon concentration of hydrocarbons contained in the gas to be measured by integrating the calculated concentrations for each chemical species.
しかし、(1)水素炎イオン化法を用いる炭化水素の濃度測定方法は、一般にはその測定精度を確保するために測定条件、すなわち水素炎イオン化検出器が備えるコレクタ電極によるイオン電流の検出条件を一定に保持しなければならない。そのため、測定の対象となるガスの一部をサンプリングして水分除去等の前処理を施す等の作業を要する。
従って、上記前処理を行うのに要する時間の分だけ測定の対象となるガスとサンプリングされたガス(以下、「サンプリングガス」と表記する)との間にタイムラグ、すなわち炭素濃度測定の応答遅れが発生し、測定の対象となるガスに含まれる炭素濃度をリアルタイムで測定することが困難であるという問題がある。
However, (1) in the hydrocarbon concentration measurement method using the flame ionization method, in general, in order to ensure the measurement accuracy, the measurement conditions, that is, the detection conditions of the ion current by the collector electrode provided in the hydrogen flame ionization detector are constant. Must hold on. Therefore, an operation such as sampling a part of the gas to be measured and performing a pretreatment such as moisture removal is required.
Therefore, there is a time lag between the gas to be measured and the sampled gas (hereinafter referred to as “sampling gas”) for the time required for the pretreatment, that is, a response delay in carbon concentration measurement. There is a problem that it is difficult to measure the concentration of carbon contained in the gas to be measured in real time.
また、(1)水素炎イオン化法を用いる炭化水素の濃度測定方法は、サンプリングガスを配管等の搬送経路を経てコレクタ電極を備える水素炎イオン化検出器に搬送するため、当該搬送経路の内壁面等に炭化水素が付着したり、あるいは新たに搬送経路に供給されたサンプリングガスが搬送経路に残存する古いサンプリングガスと混合したりする場合があり、水素炎イオン化検出器に到達した時点のサンプリングガスに含まれる炭化水素の濃度および組成は、当該サンプリングガスをサンプリングした時点と比較して変化してしまうおそれがある。
従って、測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の濃度が時々刻々と変化する場合には、サンプリングガスの搬送経路を加熱したりサンプリングガスの搬送経路の内壁面にコーティング処理を施したりすることにより搬送経路の内壁面への炭化水素の付着を防止する、あるいは搬送経路を極力短くして搬送経路に残存するサンプリングガスの量を少なくする等の一連の処置を施さない限り炭素濃度を精度良く測定することが困難であるという問題がある。
In addition, (1) the hydrocarbon concentration measurement method using the flame ionization method is such that the sampling gas is transferred to a hydrogen flame ionization detector having a collector electrode via a transfer path such as a pipe, so that the inner wall surface of the transfer path, etc. The sampling gas newly supplied to the transport path may be mixed with the old sampling gas remaining in the transport path, and the sampling gas when it reaches the flame ionization detector There is a possibility that the concentration and composition of the hydrocarbons contained may change as compared to the time when the sampling gas is sampled.
Therefore, when the concentration of hydrocarbons contained in the gas to be measured changes from moment to moment, the sampling gas transfer path should be heated or the inner wall surface of the sampling gas transfer path should be coated. This prevents carbon from adhering to the inner wall surface of the transfer path, or the carbon concentration is accurate unless a series of measures such as shortening the transfer path and reducing the amount of sampling gas remaining in the transfer path is performed. There is a problem that it is difficult to measure.
また、ガスクロマトグラフは、一般にサンプリングガスを分離カラムに供給して炭化水素を構成する化学種毎に時間差で分離するという装置構成を有することから、その性質上、炭化水素を構成する化学種の分離に所定の時間(例えば、10分以上)を要する。
従って、ガスクロマトグラフではリアルタイムで測定の対象となるガスに含まれる炭素濃度を精度良く測定することが不可能である。
また、ガスクロマトグラフは一般に装置が複雑で大型であり、設備コストも他の装置に比較して大きいという問題もある。
In addition, the gas chromatograph generally has an apparatus configuration in which a sampling gas is supplied to a separation column and separated by time difference for each chemical species constituting the hydrocarbon. It takes a predetermined time (for example, 10 minutes or more).
Therefore, in the gas chromatograph, it is impossible to accurately measure the carbon concentration contained in the gas to be measured in real time.
In addition, gas chromatographs generally have a complicated and large apparatus, and there is a problem that the equipment cost is large as compared with other apparatuses.
(2)非分散形赤外線分析法は、測定の対象となるガスに所定の波長帯の赤外線を照射し、測定の対象となるガスに照射された赤外線の特定の波長帯の吸収に基づいて測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の濃度を測定する方法である。
非分散形赤外線分析法は原理的には応答遅れの無いリアルタイムな炭化水素の非接触濃度計測が可能であるが、非分散形赤外線分析法を用いる装置としては、一般的には装置構成あるいは計測精度維持の観点から、上記水素炎イオン化法と同様に計測対象ガスをサンプリングし、これに前処理を施した後で計測を行う装置のみが市販化されている。
(2)非分散形赤外線分析法を用いる炭化水素濃度の測定装置の例としては、炭化水素計測器(HC計)が知られている。
(2) The non-dispersive infrared analysis method irradiates a gas to be measured with infrared rays of a predetermined wavelength band, and measures based on absorption of a specific wavelength band of infrared rays irradiated to the gas to be measured. It is the method of measuring the density | concentration of the hydrocarbon contained in the gas used as object.
In principle, the non-dispersive infrared analysis method can measure non-contact hydrocarbon concentration in real time without any delay in response. From the viewpoint of maintaining accuracy, only devices that sample the measurement target gas and perform measurement after pre-processing the same are commercially available in the same manner as the flame ionization method.
(2) A hydrocarbon measuring instrument (HC meter) is known as an example of a hydrocarbon concentration measuring apparatus using a non-dispersive infrared analysis method.
炭化水素計測器は、測定の対象となるガスに、例えば3.4μm近傍(3.4±0.07μm)の波長帯の赤外線を照射し、当該赤外線の吸収に基づいて測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の濃度をノルマルヘキサン濃度換算値(ppm)の形で算出するものである。 The hydrocarbon measuring instrument irradiates the gas to be measured with infrared rays in the wavelength band of, for example, around 3.4 μm (3.4 ± 0.07 μm), and the gas to be measured based on the absorption of the infrared rays. Is calculated in the form of a normal hexane concentration conversion value (ppm).
図27は、(a)エンジンから排出される排気ガスに含まれる炭化水素の濃度を赤外線吸収法を用いて非接触計測した測定結果、(b)エンジンから排出される排気ガスから一部サンプリングされたガス(サンプリングガス)に含まれる炭化水素の濃度を水素炎イオン化法を用いて計測した測定結果、および(c)エンジンの回転数を示す図である。 FIG. 27 shows (a) the measurement result of non-contact measurement of the hydrocarbon concentration in the exhaust gas exhausted from the engine using the infrared absorption method, and (b) a part of the exhaust gas exhausted from the engine. It is a figure which shows the measurement result which measured the density | concentration of the hydrocarbon contained in the gas (sampling gas) using the flame ionization method, and (c) engine speed.
図27に示す如く、(b)水素炎イオン化法を用いて計測した炭化水素濃度の測定結果(図27中の太い一点鎖線で表される)の最初の上昇ピークは、(c)エンジンの回転数(図27中の太い点線で表される)の最初の上昇ピークに対して遅れており、応答遅れが発生していることが分かる。 As shown in FIG. 27, (b) the first rising peak of the measurement result of the hydrocarbon concentration measured using the flame ionization method (represented by a thick dashed line in FIG. 27) is (c) engine rotation It can be seen that there is a response delay due to a delay with respect to the first rising peak of the number (represented by the thick dotted line in FIG. 27).
一方、(a)赤外線吸収法を用いて非接触計測した炭化水素濃度の測定結果(図27中の太い実線で表される)の最初の上昇ピークは、(c)エンジンの回転数の最初の上昇ピークに対して遅れておらず、(b)水素炎イオン化法を用いて計測した炭化水素濃度の測定結果のような応答遅れは起こっていないことが分かる。 On the other hand, (a) the first rising peak of the measurement result of the hydrocarbon concentration measured by non-contact using the infrared absorption method (represented by the thick solid line in FIG. 27) is (c) the first increase in the engine speed. It can be seen that there is no delay with respect to the rising peak, and that there is no response delay such as (b) the measurement result of the hydrocarbon concentration measured using the flame ionization method.
しかし、(b)水素炎イオン化法を用いて計測した炭化水素濃度の測定結果は最初の上昇ピーク以後に一度下降し、再度上昇して最初の上昇ピークのピーク値と略同じ値で推移するのに対して、(a)赤外線吸収法を用いて非接触計測した炭化水素濃度の測定結果は最初の上昇ピークのピーク値については(b)の最初の上昇ピークのピーク値と略同じであるものの、それ以降の測定値については徐々に下降し、(b)の測定結果よりも低い値を示す。
従って、仮に(a)の測定結果を図27中の横軸方向にシフトすることにより応答遅れの影響を補正したとしても、(b)の測定結果とはそのプロファイルが大きく異なる。
However, (b) the measurement result of the hydrocarbon concentration measured using the flame ionization method once falls after the first rising peak, rises again, and keeps the same value as the peak value of the first rising peak. On the other hand, (a) the measurement result of the hydrocarbon concentration measured by non-contact using the infrared absorption method is substantially the same as the peak value of the first rising peak in (b) with respect to the peak value of the first rising peak. Thereafter, the measured value gradually decreases and shows a value lower than the measured result of (b).
Therefore, even if the influence of the response delay is corrected by shifting the measurement result of (a) in the horizontal axis direction in FIG. 27, the profile is greatly different from the measurement result of (b).
これは、この試験に用いた赤外線吸収法が特定の狭い波長帯(約3.4μm)の赤外線を測定の対象となるガスに照射するとともに炭化水素の濃度をノルマルヘキサン濃度換算値の形で算出するものであるため、過渡期の排気ガスのように炭化水素の組成が大きく変化する場合には炭化水素の濃度(全炭化水素濃度)を精度良く測定することが困難であることによる。
また、このような問題は、広い波長域で計測を行う一般的に市販されているHC計においても、程度の差はあるものの発生する。
ガスに含まれる炭化水素の組成が変化する場合の例としては、エンジンの始動時における排気ガスのように、エンジンの始動のごく初期の段階においては燃料ガスに含まれる炭化水素の一部が未燃焼のまま排気ガスとともに排出され、その後エンジンの挙動が安定するに伴い排気ガスに含まれる炭化水素の濃度が低下する場合等が挙げられる。
This is because the infrared absorption method used in this test irradiates the gas to be measured with infrared rays of a specific narrow wavelength band (about 3.4 μm) and calculates the concentration of hydrocarbons in the form of normal hexane concentration conversion values. Therefore, it is difficult to accurately measure the hydrocarbon concentration (total hydrocarbon concentration) when the hydrocarbon composition changes greatly as in the exhaust gas during the transition period.
Such a problem also occurs to some extent even in a commercially available HC meter that measures in a wide wavelength range.
An example of a change in the composition of the hydrocarbons contained in the gas is that some of the hydrocarbons contained in the fuel gas are not yet present at the very early stages of engine startup, such as exhaust gas at engine startup. For example, the exhaust gas is discharged together with the exhaust gas as it is burned, and the concentration of hydrocarbons contained in the exhaust gas decreases as the behavior of the engine stabilizes thereafter.
このように、単に赤外線吸収法を用いるというだけでは、ガスに含まれる炭化水素の濃度および組成が時々刻々と変化する場合に炭化水素の濃度における高い応答性と測定精度とを両立することが困難である。 In this way, it is difficult to achieve both high responsiveness and measurement accuracy in hydrocarbon concentration when the concentration and composition of the hydrocarbon contained in the gas change from moment to moment simply by using the infrared absorption method. It is.
上記の炭化水素の組成の変化の問題を解消する技術としては、FT−IR(Fourier Transform InfraRed spectrometer)が知られている。
また、炭化水素を構成する化学種毎に吸収される波長を測定の対象となるガスに投光(照射)可能な複数の投光部と、各投光手段から投光される赤外線を受光する複数の受光部とを備え、当該複数の受光部のそれぞれの受光強度に基づいて化学種毎の濃度を検出する測定技術も知られている。例えば、特許文献1に記載の如くである。
FT-IR (Fourier Transform Infrared Spectrometer) is known as a technique for solving the problem of the change in the hydrocarbon composition.
In addition, a plurality of light projecting units capable of projecting (irradiating) the wavelength absorbed for each chemical species constituting the hydrocarbon to the gas to be measured, and the infrared light projected from each projecting means are received. There is also known a measurement technique that includes a plurality of light receiving units and detects the concentration of each chemical species based on the light reception intensity of each of the plurality of light receiving units. For example, as described in
しかし、FT−IRは、通常は測定対象ガスをサンプリングする必要があること、応答性が良くないこと、測定可能な炭化水素の種類(成分)が限定されること、THC計測を行うことが出来ないこと、といった問題を有する。
また、特許文献1に記載の技術は、ガスに含まれる化学種の種類と同数の投光部および受光部を必要とするため、装置が大型化するとともに設備コストが飛躍的に増大するという問題がある。
特に、自動車のエンジンの排気ガスに含まれる炭化水素は、例えば200種類以上の多数の化学種からなるとともに、燃料の組成や燃焼条件等によっては未知の化学種が含まれる場合もあり得ることから上記問題が顕著となる。
また、測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の化学種が予め正確に把握されていない場合には、そもそもいくつの投光部および受光部を設ける必要があるか、各投光部が投光する赤外線の波長帯をどのように設定するか、を決定することができない(もしくは、測定できない化学種が出てくるおそれがある)という問題がある。
Moreover, since the technique described in
In particular, hydrocarbons contained in the exhaust gas of automobile engines are composed of a large number of chemical species, for example, 200 types or more, and unknown chemical species may be included depending on the fuel composition, combustion conditions, and the like. The above problem becomes significant.
In addition, if the hydrocarbon species contained in the gas to be measured are not accurately known in advance, how many light emitting units and light receiving units need to be provided in the first place, There is a problem that it is not possible to determine how to set the wavelength band of the infrared rays to be emitted (or there is a possibility that chemical species that cannot be measured may appear).
本発明は以上の如き状況に鑑み、測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の濃度および組成が変化する場合であっても応答性良く(リアルタイムで)かつ精度良く炭化水素の濃度を測定することが可能な炭化水素濃度測定装置および炭化水素測定方法を提供するものである。 In view of the above situation, the present invention measures the hydrocarbon concentration with good responsiveness (in real time) and with high accuracy even when the concentration and composition of the hydrocarbon contained in the gas to be measured change. The present invention provides a hydrocarbon concentration measuring apparatus and a hydrocarbon measuring method that can be used.
本発明の解決しようとする課題は以上の如くであり、次にこの課題を解決するための手段を説明する。 The problems to be solved by the present invention are as described above. Next, means for solving the problems will be described.
即ち、請求項1においては、
単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガスに前記単数または複数の化学種に共通の吸収領域を含む波長帯の光を照射する照射部と、
前記照射部により前記ガスに照射された光を検出する検出部と、
前記検出部により検出された光に基づいて前記共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて前記共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種の濃度の和を算出する解析部と、
を具備するものである。
That is, in
An irradiation unit configured to irradiate a gas containing a hydrocarbon composed of one or more chemical species with light in a wavelength band including an absorption region common to the one or more chemical species;
A detection unit for detecting light irradiated to the gas by the irradiation unit;
Analysis that calculates the absorbance of the common absorption region based on the light detected by the detection unit, and calculates the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the wavelength band of the common absorption region based on the absorbance And
It comprises.
請求項2においては、
前記共通の吸収領域は、
アルカンおよびアルケンからなるグループ、芳香族炭化水素からなるグループ、アルキンからなるグループのうちの少なくとも一つのC−H伸縮振動モードに対応する波長を含むものである。
In
The common absorption region is
It includes a wavelength corresponding to at least one C—H stretching vibration mode of a group consisting of alkane and alkene, a group consisting of aromatic hydrocarbon, and a group consisting of alkyne.
請求項3においては、
前記アルカンおよびアルケンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下であり、
前記芳香族炭化水素からなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下であり、
前記アルキンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下であるものである。
In
The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of alkanes and alkenes is less 2800 cm -1 or 3000 cm -1 in terms of wavenumber,
The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of aromatic hydrocarbons is below 3000 cm -1 or 3200 cm -1 in terms of wavenumber,
The wavelength corresponding to the C—H stretching vibration mode of the alkyne group is 3200 cm −1 or more and 3400 cm −1 or less in terms of wave number.
請求項4においては、
前記照射部により照射されて前記検出部により検出される光の光路の中途部に設けられ、前記単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガスを導入可能な内部空間を有するガス導入容器と、
前記ガス導入容器に設けられ、前記照射部により照射された光を透過して前記内部空間に導く照射側窓と、
前記ガス導入容器に設けられ、前記照射側窓から前記内部空間に導かれた光を透過して外部に導く検出側窓と、
を備えるガス導入部を具備するものである。
In
A gas introduction container having an internal space capable of introducing a gas containing hydrocarbons composed of one or a plurality of chemical species, provided in an intermediate portion of an optical path of light irradiated by the irradiation unit and detected by the detection unit; ,
An irradiation side window that is provided in the gas introduction container and transmits the light irradiated by the irradiation unit to the internal space;
A detection-side window that is provided in the gas introduction container and transmits the light guided to the internal space from the irradiation-side window and guides it to the outside;
The gas introduction part provided with is provided.
請求項5においては、
前記照射部と前記単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガスとの間に配置され、前記照射部からの光が前記ガスに照射された状態と前記ガスに照射されない状態とを交互に切り替えるチョッパ部と、
前記チョッパ部の切り替え動作を示す信号および前記検出部により検出された光に基づいて、前記検出部により検出された光に含まれるノイズ成分を除去する信号処理回路と、
を具備するものである。
In
Arranged between the irradiation part and the gas containing hydrocarbons composed of one or more chemical species, alternately the state where the light from the irradiation part is irradiated to the gas and the state where the gas is not irradiated A chopper section to be switched,
A signal processing circuit that removes a noise component included in the light detected by the detection unit based on a signal indicating the switching operation of the chopper unit and the light detected by the detection unit;
It comprises.
請求項6においては、
前記検出部は光学検出器であり、
前記単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガスに照射された光を波長毎に分光して前記光学検出器に照射する分光部を具備するものである。
In
The detector is an optical detector;
A spectroscopic unit that divides the light applied to the gas containing hydrocarbons of one or a plurality of chemical species for each wavelength and irradiates the optical detector is provided.
請求項7においては、
単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガスに前記単数または複数の化学種に共通の吸収領域を含む波長帯の光を照射するとともに、前記ガスに照射された光を検出する照射・検出工程と、
前記照射・検出工程において検出された光に基づいて前記共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて前記共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種の濃度の和を算出する解析工程と、
を具備するものである。
In
Irradiation / detection for irradiating a gas containing a hydrocarbon composed of one or more chemical species with light in a wavelength band including an absorption region common to the one or more chemical species, and detecting the light emitted to the gas Process,
The absorbance of the common absorption region is calculated based on the light detected in the irradiation / detection step, and the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the wavelength band of the common absorption region is calculated based on the absorbance. An analysis process to
It comprises.
請求項8においては、
前記共通の吸収領域は、
アルカンおよびアルケンからなるグループ、芳香族炭化水素からなるグループ、アルキンからなるグループのうちの少なくとも一つのC−H伸縮振動モードに対応する波長を含むものである。
In
The common absorption region is
It includes a wavelength corresponding to at least one C—H stretching vibration mode of a group consisting of alkane and alkene, a group consisting of aromatic hydrocarbon, and a group consisting of alkyne.
請求項9においては、
前記アルカンおよびアルケンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下であり、
前記芳香族炭化水素からなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下であり、
前記アルキンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下であるものである。
In
The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of alkanes and alkenes is less 2800 cm -1 or 3000 cm -1 in terms of wavenumber,
The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of aromatic hydrocarbons is below 3000 cm -1 or 3200 cm -1 in terms of wavenumber,
The wavelength corresponding to the C—H stretching vibration mode of the alkyne group is 3200 cm −1 or more and 3400 cm −1 or less in terms of wave number.
本発明は、測定の対象となるガスに含まれる炭化水素において共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種の濃度及び和を応答性良くかつ精度良く測定することが可能である、という効果を奏する。 The present invention is capable of accurately measuring the concentration and sum of chemical species that absorb light in the wavelength band of the common absorption region in hydrocarbons contained in the gas to be measured. There is an effect.
以下では図13乃至図26を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置および本発明に係る炭化水素濃度測定方法の基本原理について説明する。 The basic principle of the hydrocarbon concentration measuring apparatus according to the present invention and the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention will be described below with reference to FIGS.
本発明に係る炭化水素濃度測定装置は測定の対象となるガス(以下、適宜「測定対象ガス」と表記する。)に含まれる炭化水素の濃度を測定する装置である。
本発明に係る炭化水素濃度測定方法は、測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定する方法である。
The hydrocarbon concentration measuring apparatus according to the present invention is an apparatus for measuring the concentration of hydrocarbons contained in a gas to be measured (hereinafter referred to as “measurement target gas” as appropriate).
The hydrocarbon concentration measurement method according to the present invention is a method for measuring the concentration of hydrocarbons contained in a measurement target gas.
「測定対象ガス」は、少なくともその一部に炭化水素を含む気体を広く指すものとする。ここで、測定対象ガスに含まれる炭化水素は必ずしも常温(25℃)かつ常圧(1気圧)において気化している必要はなく、例えば加熱することにより気化するものであっても良い。 “Measurement gas” broadly refers to a gas containing hydrocarbons at least in part. Here, the hydrocarbon contained in the measurement target gas is not necessarily vaporized at normal temperature (25 ° C.) and normal pressure (1 atm), and may be vaporized by heating, for example.
「炭化水素」は、炭素と水素とからなる化合物である化学種を単数または複数種類含む。炭化水素に含まれる化学種は、その構造からアルカン、アルケン、アルキン、芳香族炭化水素等に分類される。
「アルカン」は、一般式CnH2n+2(n;1以上の整数)で表される鎖状飽和炭化水素を指す。なお、本発明においてはシクロアルカンはアルカンに含まれるものとする。
「シクロアルカン」は、一般式CnH2n(n;3以上の整数)で表される環状飽和炭化水素を指す。
「アルケン」は、一般式CnH2n(n;2以上の整数)で表される鎖状不飽和炭化水素を指す。
「アルキン」は、一般式CnH2n−2(n;2以上の整数)で表される鎖状不飽和炭化水素を指す。
「芳香族炭化水素」は、単環または複数の環(縮合環)構造を有する炭化水素である。
“Hydrocarbon” includes one or more chemical species which are compounds composed of carbon and hydrogen. Chemical species contained in hydrocarbons are classified into alkanes, alkenes, alkynes, aromatic hydrocarbons and the like based on their structures.
“Alkane” refers to a chain saturated hydrocarbon represented by the general formula C n H 2n + 2 (n: an integer of 1 or more). In the present invention, cycloalkane is included in alkane.
“Cycloalkane” refers to a cyclic saturated hydrocarbon represented by the general formula C n H 2n (n: an integer of 3 or more).
“Alkene” refers to a chain unsaturated hydrocarbon represented by the general formula C n H 2n (n: an integer of 2 or more).
“Alkyne” refers to a chain unsaturated hydrocarbon represented by the general formula C n H 2n-2 (n: an integer of 2 or more).
The “aromatic hydrocarbon” is a hydrocarbon having a single ring or a plurality of ring (fused ring) structures.
本発明に係る炭化水素濃度測定装置および本発明に係る炭化水素濃度測定方法は、従来の非分散形赤外線分析法の利点である「応答性の良さ(応答遅れが無いこと)」を損なうことなく、従来の非分散形赤外線分析法の問題点であった「測定対象となるガス(以下、「測定対象ガス」という。)の組成が変化する場合の測定精度の低下」を解消するものである。 The hydrocarbon concentration measuring apparatus according to the present invention and the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention do not impair “good response (no response delay)” which is an advantage of the conventional non-dispersive infrared analysis method. This solves the problem of the conventional non-dispersive infrared analysis method, “decrease in measurement accuracy when the composition of the gas to be measured (hereinafter referred to as“ measuring gas ”) changes”. .
本発明に係る炭化水素濃度測定装置および本発明に係る炭化水素濃度測定方法は、測定対象ガスに光(赤外線)を照射し、特定の波長帯の光の吸収(吸光度)に基づいて測定の対象となるガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するという基本的な原理については従来の非分散形赤外線分析法と共通している。
しかし、本発明に係る炭化水素濃度測定装置および本発明に係る炭化水素濃度測定方法は、測定対象ガスに照射する光の波長帯の設定手法に特徴を有する。
The hydrocarbon concentration measuring apparatus according to the present invention and the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention irradiate light (infrared rays) on a gas to be measured, and subject to measurement based on absorption (absorbance) of light in a specific wavelength band. The basic principle of measuring the concentration of hydrocarbons contained in the gas is the same as that of the conventional non-dispersive infrared analysis method.
However, the hydrocarbon concentration measuring apparatus according to the present invention and the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention are characterized by a method for setting the wavelength band of light irradiated to the measurement target gas.
以下では、本発明に係る炭化水素濃度測定装置および本発明に係る炭化水素濃度測定方法における測定対象ガスに照射する光の波長帯の設定手法について説明する。 Below, the setting method of the wavelength band of the light irradiated to the measurement object gas in the hydrocarbon concentration measuring apparatus according to the present invention and the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention will be described.
まず、図13乃至図15を用いて自動車用エンジンの排気ガスを例に測定対象ガスの組成の変化について説明する。
図13は(A)自動車用エンジンに供給される燃料(厳密には霧状の化石燃料と空気との混合物である混合気)の組成分析結果の例、図14は(B)当該燃料を自動車用エンジンにおいて燃焼することにより発生する排気ガス(エンジン出口における排気ガス)の組成分析結果の例、図15は(C)当該排気ガスを触媒により浄化したガス(触媒出口における排気ガス)の組成分析結果の例を示す。
図13乃至図15に示す(A)〜(C)の組成分析結果の例は、水素炎イオン化法を用いたガスクロマトグラフ(FID−GC)により求められたものである。また、図13乃至図15に示す(A)〜(C)の組成分析結果の例は求められた組成が大きい上位26種の化学種を表している。
図13乃至図15に示す如く、燃料を自動車用エンジンにより燃焼し、その後触媒で浄化すると、各段階におけるガス中の炭化水素に含まれる化学種の種類、種類の数および各化学種の組成は大きく変化する。
例えば、化学種の種類の数(総化学種数)については、図13に示す(A)混合気の総化学種数は170種であるが、図14に示す(B)エンジン出口における排気ガスの総化学種数は182種に増加し、図15に示す(C)触媒出口における排気ガスの総化学種数は86種に減少する。
First, the change in the composition of the measurement target gas will be described with reference to FIGS.
FIG. 13A shows an example of a composition analysis result of a fuel supplied to an automobile engine (strictly, a mixture of mist-like fossil fuel and air), and FIG. 14B shows that the fuel is used for an automobile. Example of composition analysis result of exhaust gas (exhaust gas at engine outlet) generated by combustion in engine for engine, FIG. 15 (C) Composition analysis of gas (exhaust gas at catalyst outlet) purified by catalyst An example of the result is shown.
The examples of the composition analysis results (A) to (C) shown in FIGS. 13 to 15 are obtained by a gas chromatograph (FID-GC) using a flame ionization method. In addition, the examples of the composition analysis results (A) to (C) shown in FIG. 13 to FIG. 15 represent the top 26 chemical species having the large calculated compositions.
As shown in FIG. 13 to FIG. 15, when the fuel is burned by the automobile engine and then purified by the catalyst, the types of chemical species, the number of types and the composition of each chemical species contained in the hydrocarbon in the gas at each stage are as follows. It changes a lot.
For example, regarding the number of types of chemical species (total number of chemical species), (A) the total number of chemical species of the air-fuel mixture shown in FIG. 13 is 170, but (B) exhaust gas at the engine outlet shown in FIG. The total number of chemical species increases to 182, and the total number of exhaust gas chemical species at (C) catalyst outlet shown in FIG. 15 decreases to 86.
また、化学種の組成については、アルカンの一種であるメタン(Methane;図14および図15において符号(1)が付される)を例にとると、図13に示す(A)混合気では組成の上位26種に表れていないが、(B)エンジン出口における排気ガスおよび(C)触媒出口における排気ガスでは組成の上位26種に表れる。
特に(C)触媒出口における排気ガスでは、メタンは炭化水素に含まれる化学種のうち2番目に組成が大きい化学種となっている。
As for the composition of the chemical species, methane (Methane; denoted by reference numeral (1) in FIG. 14 and FIG. 15) is used as an example, and the composition of (A) the mixture shown in FIG. However, (B) the exhaust gas at the engine outlet and (C) the exhaust gas at the catalyst outlet appear in the top 26 types of the composition.
In particular, in (C) the exhaust gas at the catalyst outlet, methane is the chemical species having the second largest composition among the chemical species contained in the hydrocarbon.
また、上記(A)〜(C)の測定結果はガスの発生に用いられた自動車用エンジンを略同じ負荷かつ略同じ回転数で駆動する条件下におけるものであるが、仮に当該自動車用エンジンの運転状況が変化(例えば、実走行における始動、アイドリング、加速、減速、坂道の走行等に対応する運転状況)した場合には、上記(A)〜(C)のガスに含まれる炭化水素を構成する化学種の種類、種類の数および各化学種の組成が大きく変化する。 In addition, the measurement results (A) to (C) are obtained under the condition that the automobile engine used for gas generation is driven at substantially the same load and substantially the same rotational speed. When the driving situation changes (for example, driving situation corresponding to starting, idling, acceleration, deceleration, running on a hill, etc. in actual driving), the hydrocarbons included in the gases (A) to (C) are configured. The type of chemical species, the number of types, and the composition of each chemical species vary greatly.
図13乃至図15に示すガスに含まれる炭化水素の化学種のうち、組成が大きい24種類の化学種の吸収スペクトルは、図16乃至図23に示す如くそれぞれ異なり、化学種毎の吸収領域(吸光度が大きい波長帯)もそれぞれ異なる。 Of the hydrocarbon species contained in the gas shown in FIGS. 13 to 15, the absorption spectra of 24 species having a large composition are different as shown in FIGS. The wavelength band where the absorbance is large is also different.
従って、図13乃至図15に示すガスを測定対象ガスとし、従来の非分散形赤外線分析法を用いて、例えば3.4μm(波数に換算して2941cm−1)近傍のごく狭い特定の波長帯の光を照射し、当該光の吸収に基づいて全炭化水素濃度を算出した場合、当該特定の波長帯に吸収領域を持たない化学種も多数存在することから、全炭化水素濃度の測定精度が低下することは当然であると言える。 Accordingly, the gas shown in FIG. 13 to FIG. 15 is used as a measurement target gas, and using a conventional non-dispersive infrared analysis method, for example, a very narrow specific wavelength band near 3.4 μm (2941 cm −1 in terms of wave number) is used. When the total hydrocarbon concentration is calculated based on the light absorption, there are many chemical species that do not have an absorption region in the specific wavelength band, so the measurement accuracy of the total hydrocarbon concentration is high. It can be said that it is natural.
本発明に係る炭化水素濃度測定装置および本発明に係る炭化水素濃度測定方法は、測定対象ガス中の炭化水素に含まれる単数または複数の化学種を、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループ、の三つに分け、各グループについてそれぞれ「共通の吸収領域」を設定することにより、各グループに属する化学種の濃度の和を精度良く算出する。 The hydrocarbon concentration measuring apparatus according to the present invention and the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention include (a) a group consisting of an alkane and an alkene. b) A group consisting of aromatic hydrocarbons and (c) a group consisting of alkynes, and by setting a “common absorption region” for each group, the sum of the concentrations of chemical species belonging to each group Is calculated with high accuracy.
上記(a)〜(c)の三つのグループは、それぞれのグループに属する化学種の構造の相違、より厳密には化学種に含まれる複数の炭素原子間の結合状態の相違に基づいて分けられている。 The above three groups (a) to (c) are classified based on the difference in structure of chemical species belonging to each group, more strictly, on the difference in bonding state between a plurality of carbon atoms contained in the chemical species. ing.
(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種のうち、アルカンを構成する複数の炭素原子は他の炭素原子との間で少なくとも一つの一重結合を有し、アルケンを構成する複数の炭素原子のいずれか一つが他の炭素原子との間で一つの二重結合を有する。なお、アルカンのうち、メタンは構成する炭素原子が一つであるため例外である。 (A) Among the chemical species belonging to the group consisting of alkane and alkene, the plurality of carbon atoms constituting the alkane have at least one single bond with another carbon atom, and the plurality of carbon atoms constituting the alkene Any one of them has one double bond with another carbon atom. Of the alkanes, methane is an exception because it contains only one carbon atom.
(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種としては、ベンゼンを代表とする環状不飽和炭化水素の一群が挙げられる。 (B) Examples of the chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons include a group of cyclic unsaturated hydrocarbons represented by benzene.
(c)アルキンからなるグループに属する化学種は、当該化学種を構成する複数の炭素原子のいずれかが他の炭素原子との間で一つの三重結合を有する。 (C) In the chemical species belonging to the group consisting of alkynes, any of the plurality of carbon atoms constituting the chemical species has one triple bond with another carbon atom.
炭化水素による光(赤外線)の吸収は、炭化水素に含まれる化学種を構成する炭素原子と水素原子との間の結合の伸縮振動(C−H伸縮振動モード)により起こる。
通常、C−H伸縮振動モードによる光の吸収は波数に換算して2850cm−1〜2960cm−1付近の波長帯で起こるが、実際には化学種を構成する複数の炭素原子や他の原子との結合状態(幾何学的な構造)が化学種毎に異なるので、例え同じ種類の結合(一重結合、二重結合、三重結合)であっても複数の炭素原子間の結合状態は化学種毎に微妙に異なる。
その結果、当該複数の炭素原子間の結合状態の影響により化学種を構成する炭素原子と水素原子との間の結合状態も微妙に変化し、化学種毎のC−H伸縮振動による光の吸収が起こる波長帯、すなわち吸収領域も波数に換算して2850cm−1〜2960cm−1付近の波長帯からは微妙に変化する。化学種毎に吸収スペクトルのプロファイル、ピーク波長、あるいは吸光度が異なるのはそのためである。
Absorption of light (infrared rays) by hydrocarbons occurs due to stretching vibration (CH stretching mode) of bonds between carbon atoms and hydrogen atoms constituting chemical species contained in hydrocarbons.
Normally, the absorption of light by the C-H stretching vibration mode takes place in a wavelength band near 2850cm -1 ~2960cm -1 in terms of wavenumber, and actually a plurality of carbon atoms and other atoms constituting the species Since the bonding state (geometric structure) of each species differs depending on the chemical species, even if the same type of bond (single bond, double bond, triple bond), the bonding state between multiple carbon atoms is different for each chemical species. Slightly different.
As a result, the bonding state between the carbon atom and the hydrogen atom constituting the chemical species is slightly changed due to the influence of the bonding state between the plurality of carbon atoms, and light absorption is caused by the C—H stretching vibration for each chemical species. wavelength band occurs, i.e. the absorption region slightly varies from the wavelength band near 2850cm -1 ~2960cm -1 in terms of wavenumber. This is why the absorption spectrum profile, peak wavelength, or absorbance differs for each chemical species.
しかし、図16乃至図23に示す化学種を(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループ、の三つに分けてその吸収領域を見ると、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の吸収領域は波長が3.333μm以上3.571μm以下の範囲(波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の範囲)にだいたい収まっており、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の吸収領域は波長が3.125μm以上3.333μm以下の範囲(波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の範囲)にだいたい収まっており、(c)アルキンからなるグループに属する化学種の吸収領域は波長が2.941μm以上3.125μm以下の範囲(波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の範囲)にだいたい収まっていることが分かる。 However, the chemical species shown in FIGS. 16 to 23 are divided into three groups: (a) a group consisting of alkane and alkene, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) a group consisting of alkynes. looking at, (a) alkanes and the absorption region of the chemical species belonging to the group consisting of alkene wavelength range is below 3.571μm or 3.333μm (2800cm -1 or 3000 cm -1 or less in the range in terms of wavenumber) to have roughly subsided, (b) 3000 cm -1 or 3200 cm -1 or less absorption region of the chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons wavelength in terms of 3.333μm following range (wavenumber than 3.125μm (C) the absorption region of the chemical species belonging to the group consisting of alkynes has a wavelength of 2.941. 3.125μm following range of m can be seen that roughly fall (in terms of wavenumber 3200 cm -1 or 3400 cm -1 following range).
そこで、波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯を「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」、波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯を「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」、波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯を「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」とそれぞれ設定するとともに、「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」の吸光度と(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の組成の和との関係、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」の吸光度と(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の組成の和との関係、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」の吸光度と(c)アルキンからなるグループのそれぞれに属する化学種の組成の和との関係、についてそれぞれ調べたところ、図25および図26に示す結果を得た。 Therefore, "common absorption region where the chemical species belonging to the group consisting of alkanes and alkenes absorb light" 2800 cm -1 or 3000 cm -1 following the waveband, in terms of wavenumber, 3000 cm -1 or more, in terms of wavenumber 3200 cm - A wavelength band of 1 or less is “a common absorption region that is absorbed by a chemical species belonging to a group consisting of aromatic hydrocarbons”, and a waveband of 3200 cm −1 or more and 3400 cm −1 or less is converted to a wave number “ Absorbance of “common absorption region absorbed by the chemical species belonging to the group consisting of alkane and alkene” and (a) belonging to the group consisting of alkane and alkene Relation to the sum of the composition of chemical species, (B) the relationship between the absorbance of the "common absorption region absorbed by" and (b) the sum of the composition of the chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons, and the "common absorption region absorbed by the chemical species belonging to the group consisting of alkynes" ”And (c) the sum of the composition of chemical species belonging to each of the alkyne groups, the results shown in FIG. 25 and FIG. 26 were obtained.
図25は(B)エンジン出口における排気ガス(図14参照)および(C)触媒出口における排気ガス(図15参照)のそれぞれについて、これらのガスに含まれる計12種の化学種を、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループ、の三つに分けたときにおける「ppmC組成比」と、「IR−Abs.比」と、を比較したものである。
ここで、上記「12種の化学種」は、具体的には図13乃至図15に示す24種の化学種のうちから選択された(1)Methane,(5)i−Pentane,(6)n−Pentane,(13)Ethylene,(14)Propylene,(15)i−Butene,(16)1−Butene,(17)Benzene,(18)Toluene,(19)m−Xylene,(21)p−Xylene,(24)Acetyleneを指す。
FIG. 25 shows (B) exhaust gas at the engine outlet (see FIG. 14) and (C) exhaust gas at the catalyst outlet (see FIG. 15). “PpmC composition ratio” and “IR-Abs. Ratio” when divided into three groups: a group consisting of alkane and alkene, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) a group consisting of alkynes. , Are compared.
Here, the “12 chemical species” are specifically selected from the 24 chemical species shown in FIGS. 13 to 15 (1) Methane, (5) i-Pentane, (6) n-Pentane, (13) Ethylene, (14) Propylene, (15) i-Butene, (16) 1-Butene, (17) Benzen, (18) Toluene, (19) m-Xylene, (21) p- Xylene, (24) refers to Acetylene.
「メタン濃度換算値(ppmC)」は、化学種の濃度(ppm)と当該化学種の炭素数との積で表され([ppmC]=[ppm]×[化学種の炭素数])、化学種の濃度を当該化学種に含まれる炭素原子と同数のメタン濃度に換算した値である。
例えば、エタンの濃度が100ppmである場合、エタンの炭素数は2であるから、エタンのメタン濃度換算値は200(=100×2)ppmCである。
“Methane concentration conversion value (ppmC)” is represented by the product of the concentration (ppm) of a chemical species and the carbon number of the chemical species ([ppmC] = [ppm] × [carbon number of chemical species]). It is the value which converted the density | concentration of the seed | species into the methane density | concentration of the same number as the carbon atom contained in the said chemical species.
For example, when the concentration of ethane is 100 ppm, the number of carbon atoms in ethane is 2, so the ethane concentration conversion value of ethane is 200 (= 100 × 2) ppmC.
「ppmC組成比」は、測定対象ガスに含まれる炭化水素を構成する全ての化学種のメタン濃度換算値の和を100%としたときにおける各グループに属する化学種のメタン濃度換算値の和(%)を表す。 “PpmC composition ratio” is the sum of the methane concentration conversion values of the chemical species belonging to each group when the sum of the methane concentration conversion values of all the chemical species constituting the hydrocarbon contained in the measurement target gas is 100% ( %).
「IR−Abs.比」は、図24に示す手順により算出される。 The “IR-Abs. Ratio” is calculated by the procedure shown in FIG.
まず、各化学種の吸収スペクトルのデータを単位濃度かつ単位計測長当たりのデータに規格化することにより、各化学種について、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域における単位濃度当たりの吸光度、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域における単位濃度当たりの吸光度、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域における単位濃度当たりの吸光度を算出する。これらの単位濃度当たりの吸光度を「単位吸光度」とする。ここで、「計測長」は測定対象ガスと測定に用いられる光が交差している長さを指す。
「単位吸光度」は、図24におけるα(a)−(1)〜α(a)−(16),α(b)−(17)〜α(b)−(23),α(c)−(24),β(a)−(1)〜β(a)−(16),β(b)−(17)〜β(b)−(23),β(c)−(24),γ(a)−(1)〜γ(a)−(16),γ(b)−(17)〜γ(b)−(23),γ(c)−(24)に相当する。
First, by standardizing the absorption spectrum data of each chemical species into data per unit concentration and unit measurement length, for each chemical species, (a) a common chemical species that belongs to the group consisting of alkane and alkene is absorbed. Absorbance per unit concentration in the absorption region, (b) Absorbance per unit concentration in the common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) Chemical species belonging to the group consisting of alkynes The absorbance per unit concentration in the common absorption region to be absorbed is calculated. The absorbance per unit concentration is referred to as “unit absorbance”. Here, “measurement length” refers to the length at which the measurement target gas and the light used for measurement intersect.
“Unit absorbance” is α (a)-(1) to α (a)-(16) , α (b)-(17) to α (b)-(23) , α (c) -in FIG. (24) , β (a)-(1) to β (a)-(16) , β (b)-(17) to β (b)-(23) , β (c)-(24) , γ It corresponds to (a)-(1) to γ (a)-(16) , γ (b)-(17) to γ (b)-(23) , γ (c)-(24) .
次に、各化学種について、当該化学種の濃度(ppm)と先に算出された当該化学種の単位吸光度との積として「各吸収領域における吸光度」を算出する。
「各吸収領域における吸光度」は図24におけるα(a)−(1)・C1〜α(a)−(16)・C16,α(b)−(17)・C17〜α(b)−(23)・C23,α(c)−(24)・C24,β(a)−(1)・C1〜β(a)−(16)・C16,β(b)−(17)・C17〜β(b)−(23)・C23,γ(c)−(24)・C24に相当する。
Next, for each chemical species, “absorbance in each absorption region” is calculated as the product of the concentration (ppm) of the chemical species and the unit absorbance of the chemical species previously calculated.
“Absorptivity in each absorption region” is expressed as α (a)-(1) · C 1 to α (a)-(16) · C 16 , α (b)-(17) · C 17 to α (b in FIG. )-(23) · C 23 , α (c)-(24) · C 24 , β (a)-(1) · C 1 to β (a)-(16) · C 16 , β (b)- (17) · C 17 to β (b)-(23) · C 23 , γ (c)-(24) · C 24
続いて、上記算出された「各化学種についての各領域における吸光度」を用いて、同じグループに属する化学種の当該化学種に対応する吸収領域の吸光度の和を算出する。
(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の吸光度和は、図24における(a)の吸光度和(=α(a)−(1)・C1+・・・+α(a)−(16)・C16)に相当する。
(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の吸光度和は、図24における(b)の吸光度和(=β(b)−(17)・C17+・・・+β(b)−(23)・C23)に相当する。
(c)アルキンからなるグループに属する化学種の吸光度和は、図24における(c)の吸光度和(=γ(c)−(24)・C24)に相当する。
Subsequently, using the calculated “absorbance in each region for each chemical species”, the sum of the absorbance in the absorption region corresponding to the chemical species of the chemical species belonging to the same group is calculated.
(A) The absorbance sum of the chemical species belonging to the group consisting of alkane and alkene is the absorbance sum of (a) in FIG. 24 (= α (a) − (1) · C 1 +... + Α (a) − ( 16) · corresponds to C 16 ).
(B) The absorbance sum of the chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons is the absorbance sum of (b) in FIG. 24 (= β (b) − (17) · C 17 +... + Β (b) − (23) · C 23 ).
(C) The absorbance sum of the chemical species belonging to the group consisting of alkynes corresponds to the absorbance sum (= γ (c) − (24) · C 24 ) in FIG.
続いて、算出された(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の吸光度和、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の吸光度和および(c)アルキンからなるグループに属する化学種の吸光度和の合計を算出する。
そして、これに対する(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の吸光度和の比率(%)として(a)のIR−Abs.比を算出する。
同様にして(b)のIR−Abs.比および(c)のIR−Abs.比を算出する。
Subsequently, the calculated (a) sum of absorbances of chemical species belonging to the group consisting of alkane and alkene, (b) sum of absorbances of chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) belonging to the group consisting of alkynes Calculate the sum of the absorbance of the chemical species.
As a ratio (%) of the absorbance sum of chemical species belonging to the group consisting of (a) alkane and alkene, (IR) Ab-Abs. Calculate the ratio.
Similarly, the IR-Abs. Ratio and IR-Abs. Calculate the ratio.
図25に示す如く、多数の化学種のうちの一部(12種)についての比較であるにもかかわらず、FID−GCに基づく組成比の和(ppmC組成比)と各グループのIR−Abs.比とは比較的良い一致を示す。 As shown in FIG. 25, the composition ratio sum (ppmC composition ratio) based on FID-GC and the IR-Abs of each group, despite comparison of some of a large number of chemical species (12 species). . The ratio shows a relatively good agreement.
図26は(B)エンジン出口における排気ガス(図14参照)および(C)触媒出口における排気ガス(図15参照)のそれぞれについて、これらのガスに含まれる計24種の化学種(図16乃至図23に吸収スペクトルが示されている化学種の全て)を(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループ、の三つに分けたときにおける「ppmC組成比」と、「IR−Abs.比」と、を比較したものである。
当該24種の化学種の体積の和は、(B)エンジン出口における排気ガスにおいては全ての化学種の体積の和を100%として約75%、(C)触媒出口における排気ガスにおいては全ての化学種の体積の和を100%として約65%である。
図26に示す如く、先に示した図25と比較すると、対象となる化学種を12種から24種に増やした方がFID−GCに基づく組成比の和(ppmC組成比)と各グループのIR−Abs.比とが更に良い一致を示す。
FIG. 26 shows (B) exhaust gas at the engine outlet (see FIG. 14) and (C) exhaust gas at the catalyst outlet (see FIG. 15), for a total of 24 chemical species (FIG. 16 to FIG. 16) contained in these gases. All chemical species whose absorption spectra are shown in FIG. 23 are divided into three groups: (a) a group consisting of alkanes and alkenes, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) a group consisting of alkynes. "PpmC composition ratio" and "IR-Abs. Ratio" are compared.
The sum of the volumes of the 24 chemical species is about 75% when (B) exhaust gas at the engine outlet is 100%, and (C) exhaust gas at the catalyst outlet is It is about 65% when the sum of the volume of chemical species is 100%.
As shown in FIG. 26, compared with FIG. 25 shown above, the number of target chemical species increased from 12 to 24, the sum of the composition ratios based on FID-GC (ppmC composition ratio) and each group IR-Abs. The ratio shows a better agreement.
このように、測定対象ガスに含まれる炭化水素を(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループ、の三つに分け、各グループについてそれぞれ「共通の吸収領域」を設定した場合には、当該吸収領域の吸光度に基づいて各グループに属する化学種の濃度の和を精度良く測定可能であるという知見を得た。 Thus, the hydrocarbons contained in the gas to be measured are divided into three groups: (a) a group consisting of alkanes and alkenes, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) a group consisting of alkynes. When “a common absorption region” is set for each, the knowledge that the sum of the concentrations of the chemical species belonging to each group can be accurately measured based on the absorbance of the absorption region is obtained.
本発明に係る炭化水素濃度測定装置および本発明に係る炭化水素濃度測定方法は、上記知見に基づいて、測定対象ガスに含まれる炭化水素を当該炭化水素を構成する化学種の構造(原子間の結合状態)に基づいて三つのグループに分け、各グループに属する化学種の組成の和(濃度の和)を応答性良くかつ精度良く測定するものである。 Based on the above knowledge, the hydrocarbon concentration measuring device according to the present invention and the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention convert the hydrocarbon contained in the measurement target gas into the structure of the chemical species constituting the hydrocarbon (between atoms). It is divided into three groups based on the bonding state), and the sum of the composition of the chemical species belonging to each group (the sum of the concentrations) is measured with good responsiveness and accuracy.
以下では図1乃至図5を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置の第一実施例である炭化水素濃度測定装置100について説明する。
Hereinafter, a hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置100は測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するものである。
図1に示す如く、炭化水素濃度測定装置100は主として光学レール110、ガス導入部120、赤外線照射装置130、チョッパ装置140、レンズ151、回折格子152、ラインセンサ160、センサ制御装置170、信号処理回路180、解析装置190等を具備する。
The hydrocarbon
As shown in FIG. 1, the hydrocarbon
光学レール110は炭化水素濃度測定装置100の主たる構造体であり、炭化水素濃度測定装置100の光学系の部材群(赤外線照射装置130、チョッパ装置140、レンズ151、回折格子152、ラインセンサ160等)が取り付けられる。
The
ガス導入部120は本発明に係るガス導入部の実施の一形態であり、ガス導入容器121、照射側窓122、検出側窓123等を具備する。
ガス導入容器121は両端にフランジが形成された略円筒形状の部材であり、その内部には内部空間121aを有する。ガス導入容器121を測定対象ガスを搬送する搬送経路の中途部に介装することにより、測定対象ガスがガス導入容器121の内部空間121aに導入される。
照射側窓122および検出側窓123はガス導入容器121に設けられる窓であり、本実施例ではガス導入容器121の外周面と内周面とを貫通する孔に透明な石英等を嵌装することにより形成される。
ガス導入部120は赤外線照射装置130により照射された光がラインセンサ160により検出されるまでに通過する光路の中途部に設けられ、ガス導入部120の位置および姿勢は照射側窓122および検出側窓123が当該光路と交差するように調整される。
The
The
The
The
なお、本実施例のガス導入部120はガス導入容器121に透明な石英等を嵌装することにより照射側窓122および検出側窓123を形成する構成としたが、本発明はこれに限定されず、例えば略円筒形状の容器に内周面から外周面に貫通する一対の孔を設け、当該一対の孔にそれぞれ光ファイバーを嵌装し、当該光ファイバーがそれぞれ「照射側窓としての機能と照射部から当該容器までの光路としての機能」、および「検出側窓としての機能と当該容器から検出部までの光路としての機能」を果たす構成としても良い。
In addition, although the
ガス導入部120には、ガス導入部120を構成する各部材(ガス導入容器121、照射側窓122、検出側窓123等)を加熱する手段(ヒータ等)を設け、ガス導入部120を構成する各部材を所定の温度以上に保持することが望ましい。
ガス導入部120を構成する各部材を所定の温度以上に保持することにより、測定対象ガスに含まれる炭化水素を構成する化学種の付着や水分の凝集に起因する光学系の汚れ、曇りを防止し、ひいては炭化水素濃度測定装置100による炭化水素の濃度測定の精度を確保することが可能である。
The
By holding each member constituting the
赤外線照射装置130は本発明に係る照射部の実施の一形態であり、ガス導入容器121の内部空間121aに導入された測定対象ガスに、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、を含む波長帯の光を照射するものである。
赤外線照射装置130から照射された光(赤外線)はガス導入部120の照射側窓122を透過し、ガス導入容器121の内部空間121aに導かれ、内部空間121aに導入された測定対象ガスに照射される。そして、当該測定対象ガスに照射された光は、ガス導入部120の検出側窓123を透過してガス導入部120の外部に導かれる。
本実施例の赤外線照射装置130は波数に換算して2800cm−1以上3400cm−1以下の波長帯を含む赤外線を発生することが可能な半導体素子、例えばIR素子を備える。
本実施例の場合、赤外線照射装置130が測定対象ガスに照射する光(赤外線)の波長帯は波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下であり、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、を全て含む。
The
Light (infrared rays) emitted from the
In this embodiment, the wavelength band of light (infrared) to the
チョッパ装置140は本発明に係るチョッパ部の実施の一形態であり、赤外線照射装置130からの光を(i)ガス導入部120の内部空間121aに導入された測定対象ガスに照射した状態(光が通過する状態)と、(ii)測定対象ガスに照射しない状態(光が遮断された状態)と、を交互に切り替えることにより、測定対象ガスに照射される光の強度を周期的に変化させる(変調する)ものである。チョッパ装置140は赤外線照射装置130とガス導入部120(より厳密には、測定対象ガス)との間に配置される。
チョッパ装置140は主としてモータ141、回転盤142、チョッパ制御装置143等を具備する。
The
The
モータ141は電気式のモータからなり、その駆動軸は回転盤142の中心部に固定される。
The
回転盤142は略円盤形状の部材であり、その盤面には当該盤面の表裏面を貫通する複数の孔が形成される。回転盤142に形成される複数の孔は、回転盤142の周方向に所定の規則性を持って配列される。回転盤142は赤外線照射装置130が照射する光を透過しない材料からなる。
The
回転盤142は赤外線照射装置130とガス導入部120(より厳密には、測定対象ガス)との間における赤外線照射装置130から照射される光の光路に交差する位置に配置される。
モータ141が回転駆動すると回転盤142が回転し、回転盤142に形成された複数の孔のいずれかが光路に交差した状態と、回転盤142に形成された孔以外の部分が光路に交差した状態と、に交互に切り替わる。
The
When the
回転盤142に形成された孔が光路に交差した状態では、赤外線照射装置130から照射される光が回転盤142に形成された孔を通過し、ガス導入部120の内部空間121aに導入された測定対象ガスに照射された状態となる。
回転盤142に形成された孔以外の部分が光路に交差した状態では、赤外線照射装置130から照射される光が回転盤142により遮られ、ガス導入部120の内部空間121aに導入された測定対象ガスに照射されない状態となる。
In a state where the hole formed in the
In a state where the part other than the hole formed in the
チョッパ制御装置143はモータ141の回転およびその停止、並びにモータ141の回転数(ひいては回転盤142の回転数)を制御するものであり、モータ141の動作を制御するためのプログラムが格納されたプログラマブルコントローラ(Programmable Logic Controller;PLC)からなる。
チョッパ制御装置143はモータ141に接続され、モータ141の回転数を制御するための信号(制御信号)をモータ141に送信する。
また、チョッパ制御装置143は、チョッパ装置140の切り替え動作を示す信号を参照信号として出力する。
参照信号は回転盤142が所定の位相であるときに出力される。参照信号が出力される周期は、赤外線照射装置130からの光を(i)ガス導入部120の内部空間121aに導入された測定対象ガスに照射した状態から(ii)測定対象ガスに照射しない状態に切り替え、再度(i)ガス導入部120の内部空間121aに導入された測定対象ガスに照射した状態に切り替えるまでに要する時間に対応する。
The
The
Further, the
The reference signal is output when the
なお、本実施例のチョッパ装置140は複数の孔が形成された回転盤142を光路の中途部において交差させ、回転盤142が回転することにより光を通過または遮断して光をチョップする(光を測定対象ガスに照射した状態と測定対象ガスに照射しない状態とに交互に切り替える)構成としたが、本発明に係るチョップ部はこれに限定されるものではなく、複数のスリット(溝)が形成された回転盤が回転することにより光を通過または遮断して光をチョップする構成としても良い。また、電気光学素子等を用いて光をチョップする構成を本発明に係るチョップ部の別実施例とすることも可能である。
The
レンズ151はガス導入部120の検出側窓123を透過してガス導入部120の外部に導かれた光を収束する(絞る)ものである。なお、ガス導入部120の検出側窓123を透過してガス導入部120の外部に導かれた光が十分な強度を有する場合にはレンズ151を省略することも可能である。
The
回折格子152は本発明に係る分光部の実施の一形態であり、レンズ151により収束された光を回折により波長毎に分光してラインセンサ160に照射するものである。
回折格子152は鏡面加工された面に互いに平行な溝が多数(1mmに数千本程度)形成された金属板からなる。回折格子152に入射された光は回折されて波長毎に分光され、分光された光は波長に応じて異なる反射角でラインセンサ160に照射される。
なお、本実施例の回折格子152は表面に互いに平行な多数の溝が形成された金属板からなる構成としたが、本発明に係る分光部はこれに限定されず、入射光を波長毎に分光可能であれば他の構成でも良い。
本発明に係る分光部の他の実施例としては、互いに平行な多数のスリットを有する回折格子や、プリズム(媒質の屈折率を利用して分光を行うもの)が挙げられる。
The
The
Note that the
Other embodiments of the spectroscopic unit according to the present invention include a diffraction grating having a large number of parallel slits and a prism (which performs spectroscopic analysis using the refractive index of the medium).
ラインセンサ160は本発明に係る検出部の実施の一形態であり、赤外線照射装置130により測定対象ガスに照射された光を検出するものである。
ラインセンサ160は光(赤外線)を受光する複数の受光素子(画素)を一列に配列したものであり、回折格子152により波長毎に分光された光がそれぞれ異なる受光素子に照射されるように回折格子152とラインセンサ160との位置関係(姿勢)が定められる。
The
The
本実施例の場合、ラインセンサ160は画素No.がNo.1〜No.200までの計200個の受光素子(画素)を一列に配列したものである。
ラインセンサ160を構成する受光素子のうち、No.83〜No.117の受光素子が波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯、すなわち「アルカンおよびアルケンからなるグループが吸収する共通の吸収領域」に対応する。
ラインセンサ160を構成する受光素子のうち、No.118〜No.150の受光素子が波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯、すなわち「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」に対応する。
ラインセンサ160を構成する受光素子のうち、No.151〜No.184までの受光素子が波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯、すなわち「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」に対応する。
なお、本実施例におけるラインセンサ160の総画素掃引周波数(No.1→200)は、前述の回転盤142およびチョッパ制御装置143による光チョッピング周波数よりも十分に高くしておく(光のON/OFF時計測でチョッピング周波数の2倍以上、より望ましくは数十倍以上とする)ことが望ましい。あるいは、本実施例におけるラインセンサ160の総画素掃引周波数(No.1→200)は、前述の回転盤142およびチョッパ制御装置143による光チョッピング周波数よりも十分に低くしておく(望ましくはチョッピング周波数の数百分の一以下とする)ことが望ましい。
また、本実施例のラインセンサ160は複数の受光素子を一列に配列した構成であるが、本発明に係る検出部はこれに限定されるものではない。本発明に係る検出部の他の構成としては、単一の受光素子からなる構成、複数の受光素子からなる構成等が挙げられる。
In the case of this embodiment, the
Among the light receiving elements constituting the
Among the light receiving elements constituting the
Among the light receiving elements constituting the
It should be noted that the total pixel sweep frequency (No. 1 → 200) of the
Further, the
センサ制御装置170はラインセンサ160の動作を制御するものであり、ラインセンサ160の動作を制御するためのプログラムが格納されたプログラマブルコントローラ(Programmable Logic Controller;PLC)からなる。
センサ制御装置170はラインセンサ160からラインセンサ160が有する複数の受光素子(画素)のそれぞれについての受光強度に係る情報である受光強度信号を取得(受信)する。本実施例の場合、当該受光強度信号は各受光素子が受光した光の受光強度に略比例した電圧を有する電気信号である。
ラインセンサ160が有する複数の受光素子にはそれぞれ固有の番号(受光素子番号)が予め設定されており、センサ制御装置170は受光強度信号を当該受光素子番号の順に信号処理回路180に送信する。
また、センサ制御装置170は信号処理回路180に送信した受光強度信号がラインセンサ160の複数の受光素子のうちいずれの受光素子に対応するものであるかを示す信号(画素No.信号)を解析装置190に送信する。
The
The
Each of the plurality of light receiving elements included in the
In addition, the
信号処理回路180はセンサ制御装置170から取得した受光強度信号からノイズを除去するものである。
信号処理回路180はチョッパ装置140に接続され、チョッパ装置140から参照信号を取得(受信)する。
信号処理回路180はセンサ制御装置170に接続され、センサ制御装置170から受光強度信号を取得(受信)する。
信号処理回路180は参照信号および受光強度信号に基づいて、受光強度信号における「周期的な強度変化に同期した成分」を抽出することにより、受光強度信号に含まれるノイズ成分を除去する。
信号処理回路180はノイズ成分が除去された受光強度信号を解析装置190に送信する。信号処理回路180が受光強度信号からノイズを除去することにより受光強度信号の分解能が向上し、炭化水素の濃度の微小な変化(あるいは微小な炭化水素濃度)をより精度良く測定することが可能である。
本実施例の信号処理回路180は専用品でも良いが、市販の信号処理回路を用いて達成しても良い。
The
The
The
Based on the reference signal and the received light intensity signal, the
The
The
解析装置190は本発明に係る解析部の実施の一形態であり、ラインセンサ160により検出された光に基づいて、測定対象ガスについての「各グループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」の吸光度を算出し、これらの吸収領域にそれぞれ対応するグループに属する化学種の濃度の和を算出するものである。
解析装置190は主として解析部191、入力部192、表示部193等を具備する。
The
The
解析部191は、種々のプログラム等(例えば、後述する吸光度算出プログラムおよび濃度算出プログラム)を格納し、これらのプログラム等を展開し、これらのプログラム等に従って所定の演算を行い、当該演算結果等を記憶することができる。
The
解析部191は、実体的には、CPU、ROM、RAM、HDD等がバスで接続される構成であっても良く、あるいはワンチップのLSI等からなる構成であっても良い。
本実施例の解析部191は専用品であるが、市販のパーソナルコンピュータやワークステーション等に上記プログラム等を格納したもので達成することも可能である。
The
The
解析部191はセンサ制御装置170に接続され、画素No.信号を取得(受信)することが可能である。
また、解析部191は信号処理回路180に接続され、(より厳密には、ノイズ成分が除去された)受光強度信号を取得(受信)することが可能である。
The
The
入力部192は解析部191に接続され、炭化水素濃度測定装置100による解析に係る種々の情報・指示等を解析部191に入力するものである。
本実施例の入力部192は専用品であるが、市販のキーボード、マウス、ポインティングデバイス、ボタン、スイッチ等を用いても同様の効果を達成することが可能である。
The
Although the
表示部193は入力部192から解析部191への入力内容や解析部191による解析結果(炭化水素濃度の測定結果)等を表示するものである。
本実施例の表示部193は専用品であるが、市販のモニターや液晶ディスプレイ等を用いても同様の効果を達成することが可能である。
The
Although the
以下では、解析部191の詳細構成について説明する。
解析部191は、機能的には記憶部191a、吸光度算出部191b、濃度算出部191c等を具備する。
Below, the detailed structure of the
The
記憶部191aは解析部191において行われる種々の演算等に用いられる情報、演算結果等を記憶するものである。
The
記憶部191aは、基準となるガス(以下、基準ガス)のスペクトルを記憶している。
「基準ガス」は、測定対象ガスに含まれる炭化水素の三つの吸収領域の光を吸収しないことが予め分かっているガスである。基準ガスの具体例としては、窒素ガスが挙げられる。
「基準ガスのスペクトル」は基準ガスに光を照射したときの波長と光の強度との関係を示すものである。
本実施例では、基準ガスのスペクトルの波長帯は波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下の範囲に設定される。これは、炭化水素の三つのグループの吸収領域を全て含む範囲に設定するためである。
The
The “reference gas” is a gas that is known in advance not to absorb light in the three absorption regions of hydrocarbons contained in the measurement target gas. A specific example of the reference gas is nitrogen gas.
The “reference gas spectrum” indicates the relationship between the wavelength and the light intensity when the reference gas is irradiated with light.
In this embodiment, the wavelength band of the spectrum of the reference gas is set in a range of 2000 cm -1 or 4000 cm -1 or less in terms of wavenumber. This is to set the range including all the absorption regions of the three groups of hydrocarbons.
基準ガスのスペクトルは、(i)定期的に(例えば、1ヶ月に一回)、または(ii)炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度の測定を行う度に当該測定に先立って取得することにより更新することが望ましい。
基準ガスのスペクトルを適宜更新することにより、照射側窓122、検出側窓123、レンズ151等の光学系の汚れや赤外線照射装置130の半導体素子の劣化、ラインセンサ160の受光素子の劣化、光路に交差するフィルタ(不図示)等の劣化等による測定精度の低下を防止することが可能である。
The spectrum of the reference gas is acquired prior to the measurement (i) periodically (for example, once a month) or (ii) every time the hydrocarbon concentration is measured by the hydrocarbon
By appropriately updating the spectrum of the reference gas, contamination of the optical system such as the
吸光度算出部191bはラインセンサ160により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出するものである。
実体的には、解析部191が吸光度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、吸光度算出部191bとしての機能を果たす。
The
Substantially, the
吸光度算出部191bはセンサ制御装置170から画素No.信号を取得するとともに、信号処理回路180から受光強度信号を取得する。
センサ制御装置170から取得した画素No.信号は、実質的には対応する受光素子と回折格子152との幾何学的な位置関係、すなわち回折格子152による光の回折角を表す情報であり、ひいては対応する受光素子が受光した光の波長を表す情報である。
従って、吸光度算出部191bは画素No.信号と受光強度信号とを照合することにより、取得した受光強度信号に対応する波長(波長帯)を特定することが可能である。
The
Pixel No. acquired from the
Therefore, the
吸光度算出部191bは、「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」および「基準ガスのスペクトル」に基づいて、測定対象ガスの「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」をそれぞれ算出する。
The
より具体的には、吸光度算出部191bは画素No.がNo.83〜No.117までの受光素子に対応する受光強度信号の和から「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部191bは、画素No.がNo.118〜No.150までの受光素子に対応する受光強度信号の和から「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部191bは、画素No.がNo.151〜No.184までの受光素子に対応する受光強度信号の和から「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
More specifically, the
In addition, the
In addition, the
次に、吸光度算出部191bは、算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」、および「基準ガスのスペクトルのうちアルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域に対応する波長帯の光の強度」に基づいて、測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
同様にして、吸光度算出部191bは、測定対象ガスについての「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
Next, the
Similarly, the
測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」の算出は、以下の数1を用いて行われる。 “Absorbance of a common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkanes and alkenes”, “Absorbance of common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons” for the measurement target gas, The calculation of “absorbance of a common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkynes” is performed using the following equation (1).
数1において、Anは吸光度を指し、Inは測定対象ガスに光を照射したときの対象となる吸収波長領域を透過してくる光の強度(透過光受光強度。以下、「受光強度」という。)を指し、(In)0は基準ガス(通常は炭化水素を含まないガス)に光を照射したときの対象となる吸収波長領域を透過してくる光の強度を指す。
In
濃度算出部191cは、吸光度算出部191bにより算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出するものである。
実体的には、解析部191が、濃度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、濃度算出部191cとしての機能を果たす。
The
Substantially, the
具体的には、濃度算出部191cは、記憶部191aに予め記憶された係数Aと「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」との積として、測定対象ガスに含まれる「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出する。
同様に、濃度算出部191cは、記憶部191aに予め記憶された係数Bと「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」との積として、測定対象ガスに含まれる「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出する。
同様に、濃度算出部191cは、記憶部191aに予め記憶された係数Cと「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」との積として、測定対象ガスに含まれる「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出する。
Specifically, the
Similarly, the
Similarly, the
また、濃度算出部191cは、上記算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和」、および「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和」の和として、「測定対象ガスの全炭化水素濃度」を算出する。
Further, the
なお、記憶部191aに予め記憶される上記係数A、係数Bおよび係数Cは、赤外線照射装置130により照射される光の量(光量)、計測長(本実施例の場合、ガス導入部120の照射側窓122から検出側窓123までの距離に相当する)等により変動し得る値であることから、FID−GC等により予め炭化水素の組成が分かっているガスを炭化水素濃度測定装置100により測定して得られた「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」の算出結果、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」の算出結果、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」の算出結果に基づいて実験的に定められる。
また、本実施例の場合、上記濃度算出部191cにより算出される各グループに属する化学種の濃度の和および全炭化水素濃度はメタン換算濃度値(ppmC)の形で算出されるが、本発明はこれに限定されず、体積比等の形で算出しても良い。
Note that the coefficient A, coefficient B, and coefficient C stored in advance in the
In this embodiment, the sum of the concentrations of the chemical species belonging to each group and the total hydrocarbon concentration calculated by the
以下では、図2乃至図5を用いて炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定実験の一例について説明する。
Hereinafter, an example of a hydrocarbon concentration measurement experiment using the hydrocarbon
図2に示す如く、炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定実験の一例は、実験設備1を用いて行われる。
実験設備1は炭化水素濃度測定装置100、エンジン2、エンジン制御装置3、主排気経路4、副排気経路5、GC分析用ガスバッグ6、バルブ7、副排気経路8、前処理装置9、バルブ10、ポンプ11、THC計12、バルブ13、副排気経路14、バルブ15等を具備する。
As shown in FIG. 2, an example of a hydrocarbon concentration measurement experiment by the hydrocarbon
The
エンジン2は本実験における測定対象ガスである排気ガスを発生する。
エンジン制御装置3はエンジン2に接続され、エンジン2の回転数等の運転状態を制御する。
The
The
主排気経路4は、その一端がエンジン2のエキゾーストマニホールドに連通接続され、他端が図示せぬ排気処理装置(排気ガス中の微粒子や炭化水素を除去し、残りのガスを大気中に放出する装置)に連通接続される配管からなる。エンジン2にて発生した排気ガスの大半は主排気経路4を通って排気処理装置に送られる。
One end of the
炭化水素濃度測定装置100は主排気経路4の中途部に設けられる。より厳密には、主排気経路4の中途部に炭化水素濃度測定装置100のガス導入部120が介装され、ガス導入部120(ガス導入容器121)の内部空間121aを排気ガスが通過する。
The hydrocarbon
副排気経路5は、その一端が主排気経路4の中途部かつガス導入部120よりも上流側となる位置(エンジン2に近い位置)に連通接続され、他端が図示せぬ排気処理装置に連通接続される配管からなる。
The
GC分析用ガスバッグ6は排気ガスを捕集するための容器(または袋)であり、捕集された排気ガスは図示せぬGC(ガスクロマトグラフ)による組成分析に供される。GC分析用ガスバッグ6は副排気経路5の中途部に設けられる。
The GC
バルブ7は副排気経路5の中途部かつGC分析用ガスバッグ6よりも上流側となる位置(エンジン2に近い位置)に設けられる。バルブ7を開くと主排気経路4を通過する排気ガスの一部がGC分析用ガスバッグ6を通過する状態となる。バルブ7を閉じると主排気経路4を通過する排気ガスがGC分析用ガスバッグ6を通過しない状態となる。
The
副排気経路8は、その一端が主排気経路4の中途部かつガス導入部120よりも下流側となる位置(エンジン2から遠い位置)に連通接続され、他端が図示せぬ排気処理装置に連通接続される配管からなる。
The
前処理装置9は排気ガスに含まれる微粒子(粉塵)や水分を除去するものであり、微粒子をトラップするフィルタや乾燥剤等を組み合わせたものである。前処理装置9は副排気経路8の中途部に設けられる。
The
バルブ10は副排気経路8の中途部かつ前処理装置9よりも上流側となる位置(エンジン2に近い位置)に設けられる。バルブ10を開くと主排気経路4を通過する排気ガスの一部が前処理装置9を通過する状態となる。バルブ10を閉じると主排気経路4を通過する排気ガスが前処理装置9を通過しない状態となる。
The
ポンプ11は副排気経路8の中途部かつ前処理装置9よりも下流側となる位置(エンジン2から遠い位置)に設けられる。ポンプ11は副排気経路8の主排気経路4側のポートから排気ガスを吸気し、副排気経路8の図示せぬ排気処理装置側のポートから排気することにより、副排気経路8への排気ガスの流入を促進する。
The
THC計12は水素炎イオン化法(FID)により全炭化水素濃度を測定する装置である。THC計12は専用品でも良いが、市販のTHC計等で達成しても良い。
The
バルブ13は副排気経路8の中途部においてポンプ11よりも下流側かつTHC計12よりも上流側となる位置に設けられる。バルブ13を開くと前処理装置9およびポンプ11を通過した排気ガスがTHC計12を通過する状態となる。バルブ13を閉じると前処理装置9およびポンプ11を通過した排気ガスがTHC計12を通過しない状態となる。
The
副排気経路14は、その一端が副排気経路8の中途部においてポンプ11よりも下流側かつバルブ13よりも上流側となる位置に連通接続され、他端が図示せぬ排気処理装置に連通接続される配管からなる。
One end of the
バルブ15は副排気経路14の中途部に設けられる。バルブ15を開くと前処理装置9およびポンプ11を通過した排気ガスの一部が副排気経路14を通過する状態となる。バルブ15を閉じると前処理装置9およびポンプ11を通過した排気ガスが副排気経路14を通過しない状態となる。
The
以下では、炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定実験の手順および実験結果について説明する。
Below, the procedure and experimental result of the hydrocarbon concentration measurement experiment by the hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定実験は、(1)応答性の確認実験、および(2)エンジンが定常運転を行っているときの測定精度確認実験、の二つに分かれているので、順に説明する。
The hydrocarbon concentration measurement experiment by the hydrocarbon
以下では、(1)応答性の確認実験の手順について説明する。
まず、バルブ7、バルブ10、バルブ13およびバルブ15を閉じた状態でエンジン2を始動し、エンジン2をアイドリング状態とする。
次に、エンジン2の回転数がアイドリング状態で安定した時点でバルブ10、バルブ13およびバルブ15を開き、炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定およびTHC計12による炭化水素濃度測定を開始する。
続いて、炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定およびTHC計12による炭化水素濃度測定を開始してから所定時間経過後にエンジン2の回転数を所定の回転数まで上昇させる。
続いて、エンジン2の回転数を所定の回転数まで上昇させてから所定時間経過後にエンジン2を停止するとともに、炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定およびTHC計12による炭化水素濃度測定を終了する。
Hereinafter, the procedure of (1) responsiveness confirmation experiment will be described.
First, the
Next, when the rotational speed of the
Subsequently, after the hydrocarbon concentration measurement by the hydrocarbon
Subsequently, after increasing the rotational speed of the
図3に示す如く、THC計12による全炭化水素濃度の測定結果(図3中の太い点線で示す)は、エンジン2の回転数の上昇時から数秒経過後に全炭化水素濃度が上昇しており、応答遅れが起こっている。
これに対して、炭化水素濃度測定装置100による全炭化水素濃度の測定結果(図3中の太い実線で示す)は、エンジン2の回転数の上昇時と同時に全炭化水素濃度が上昇しており、応答遅れが起こっていない。
従って、炭化水素濃度測定装置100が炭化水素の濃度測定において高い応答性を有することが分かる。
また、THC計12による全炭化水素濃度の測定結果では、応答遅れに起因して全炭化水素濃度の変化が滑らかであり、微小な濃度変化を捉えることが困難である。
これに対して、炭化水素濃度測定装置100による全炭化水素濃度の測定結果は図3に示す如く全炭化水素濃度が上昇した直後の全炭化水素濃度の微小な変化をも捉えている。
As shown in FIG. 3, the measurement result of the total hydrocarbon concentration by the THC meter 12 (indicated by a thick dotted line in FIG. 3) shows that the total hydrocarbon concentration increases after a few seconds have elapsed since the increase in the rotational speed of the
On the other hand, the measurement result of the total hydrocarbon concentration by the hydrocarbon concentration measuring apparatus 100 (shown by a thick solid line in FIG. 3) shows that the total hydrocarbon concentration is increased simultaneously with the increase in the rotational speed of the
Therefore, it can be seen that the hydrocarbon
Further, in the measurement result of the total hydrocarbon concentration by the
On the other hand, the measurement result of the total hydrocarbon concentration by the hydrocarbon
以下では、(2)エンジンが定常運転を行っているときの測定精度確認実験の手順について説明する。
まず、バルブ7、バルブ10、バルブ13およびバルブ15を閉じた状態でエンジン2を始動し、エンジン2を所定の回転数とする。
次に、エンジン2の回転数が所定の回転数で安定した時点でバルブ7、バルブ10、バルブ13およびバルブ15を開き、炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定およびTHC計12による炭化水素濃度測定を開始するとともにGC分析用ガスバッグ6による各化学種の捕集を開始する。
続いて、炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定およびTHC計12による炭化水素濃度測定、並びにGC分析用ガスバッグ6による各化学種の捕集を開始してから所定時間経過後に炭化水素濃度測定装置100による炭化水素濃度測定およびTHC計12による炭化水素濃度測定、並びにGC分析用ガスバッグ6による各化学種の捕集を終了し、その後エンジン2を停止する。
(2)エンジンが定常運転を行っているときの測定精度確認実験では、エンジンの「所定の回転数」およびエンジンに供給される燃料の濃度(組成)を変えることにより、計4種類の実験条件を設定し、各実験条件について実験を行った。
Hereinafter, (2) the procedure of the measurement accuracy confirmation experiment when the engine is in steady operation will be described.
First, the
Next, when the rotational speed of the
Subsequently, the hydrocarbon concentration measurement by the hydrocarbon
(2) In the measurement accuracy confirmation experiment when the engine is in steady operation, a total of four experimental conditions are obtained by changing the “predetermined number of revolutions” of the engine and the concentration (composition) of the fuel supplied to the engine. The experiment was conducted for each experimental condition.
図4および図5は、(2)エンジンが定常運転を行っているときの測定精度確認実験の実験結果を示す図である。
図4の(A)はTHC計12による全炭化水素濃度の測定結果を横軸(X軸)とし、同じ実験条件で測定された炭化水素濃度測定装置100による全炭化水素濃度の測定結果を縦軸(Y軸)としてプロットしたものである。
図4の(B)はGC分析用ガスバッグ6により捕集された各化学種のGCによる濃度測定結果から算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度和」を横軸(X軸)とし、同じ実験条件で測定された炭化水素濃度測定装置100による「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度和」の測定結果を縦軸(Y軸)としてプロットしたものである。
図5の(A)はGC分析用ガスバッグ6により捕集された各化学種のGCによる濃度測定結果から算出された「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度和」を横軸(X軸)とし、同じ実験条件で測定された炭化水素濃度測定装置100による「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度和」の測定結果を縦軸(Y軸)としてプロットしたものである。
図5の(B)はGC分析用ガスバッグ6により捕集された各化学種のGCによる濃度測定結果から算出された「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度和」を横軸(X軸)とし、同じ実験条件で測定された炭化水素濃度測定装置100による「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度和」の測定結果を縦軸(Y軸)としてプロットしたものである。
4 and 5 are diagrams showing experimental results of a measurement accuracy confirmation experiment when (2) the engine is in steady operation.
In FIG. 4A, the measurement result of the total hydrocarbon concentration by the
FIG. 4B shows the “concentration of chemical species belonging to the group consisting of alkanes and alkenes” calculated from the concentration measurement results by GC of each chemical species collected by the GC
(A) in FIG. 5 shows the “concentration sum of chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons” calculated from the concentration measurement result by GC of each chemical species collected by the
(B) in FIG. 5 shows the “concentration of chemical species belonging to the group consisting of alkynes” calculated from the concentration measurement result by GC of each chemical species collected by the GC
図4および図5に示す如く、全炭化水素濃度および各グループに属する化学種の濃度の和はいずれも直線Y=X近傍にプロットされる。
従って、炭化水素濃度測定装置100による「全炭化水素濃度」および「各グループに属する化学種の濃度の和」の測定結果は、それぞれ対応する「THC計12による全炭化水素濃度の測定結果」および「GCによる濃度測定結果から算出される各グループに属する化学種の濃度の和」と良く一致することを示す。
As shown in FIGS. 4 and 5, the sum of the total hydrocarbon concentration and the concentration of the chemical species belonging to each group is plotted in the vicinity of the straight line Y = X.
Accordingly, the measurement results of “total hydrocarbon concentration” and “sum of the concentrations of chemical species belonging to each group” by the hydrocarbon
以上の如く、炭化水素濃度測定装置100は、
測定対象ガス(単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガス)に、単数または複数の化学種に共通の吸収領域を含む波長帯の光(本実施例の場合、波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下の波長帯の光)を照射する赤外線照射装置130と、
赤外線照射装置130により測定対象ガスに照射された光を検出するラインセンサ160と、
ラインセンサ160により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を算出する解析装置190と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, the hydrocarbon
Light in a wavelength band including an absorption region common to one or a plurality of chemical species in a measurement target gas (a gas containing a hydrocarbon composed of one or a plurality of chemical species) (in this example, 2000 cm in terms of wave number) -1 to 4000 cm −1 (light in a wavelength band),
A
Based on the light detected by the
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
なお、本実施例では(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループのそれぞれについて化学種の濃度の和を算出するとともに、これらの算出結果の和として全炭化水素濃度を算出する構成としたが、本発明はこれに限定されず、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループのうち、一部のグループに対応する吸収領域を含む波長の光を測定対象ガスに照射し、検出された光の当該吸収領域における吸光度に基づいて対応するグループに属する化学種の濃度の和のみを算出する構成としても良い。
このような例としては、環境への配慮から排気ガス中の濃度が低いことが望ましい芳香族炭化水素の濃度のみを測定したい場合に、芳香族炭化水素からなるグループに対応する吸収領域を含む光を排気ガスに照射し、検出された光の当該吸収領域における吸光度に基づいて芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和を算出する構成とすること等が挙げられる。
In this example, the sum of the concentrations of chemical species was calculated for each of (a) a group consisting of alkane and alkene, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) a group consisting of alkynes. The total hydrocarbon concentration is calculated as the sum of the calculation results, but the present invention is not limited to this, and (a) a group consisting of alkanes and alkenes, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, (c) Among the group consisting of alkynes, the target gas is irradiated with light having a wavelength including an absorption region corresponding to a part of the group, and chemical species belonging to the corresponding group are detected based on the absorbance of the detected light in the absorption region. It may be configured to calculate only the sum of the densities.
An example of this is light that includes an absorption region corresponding to a group of aromatic hydrocarbons, when it is desired to measure only the concentration of aromatic hydrocarbons whose exhaust gas concentration is desired to be low in consideration of the environment. The exhaust gas is irradiated and the sum of the concentrations of chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons is calculated based on the absorbance of the detected light in the absorption region.
また、炭化水素濃度測定装置100の赤外線照射装置130が照射する光に含まれる共通の吸収領域は、
(a)アルカンおよびアルケンからなる化学種のグループ、(b)芳香族炭化水素からなる化学種のグループおよび(c)アルキンからなる化学種のグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長をそれぞれ含むものである。
このように構成することにより、上記各グループに属する化学種の濃度の和を応答性良くかつ精度良く測定することが可能である。
なお、本実施例では三つのグループに対応する吸収領域を全て含む波長帯の光を測定対象ガスに照射する構成としたが、本発明はこれに限定されず、上記三つのグループのうち、いずれか一つまたはいずれか二つのグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長を含む光を測定対象ガスに照射し、対応するグループに属する化学種の濃度の和を測定する構成としても良い。
Further, the common absorption region included in the light irradiated by the
The wavelength corresponding to the C—H stretching vibration mode of the chemical species group consisting of (a) alkane and alkene, (b) the chemical species group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) the chemical species group consisting of alkynes, respectively. Is included.
By configuring in this way, it is possible to measure the sum of the concentrations of the chemical species belonging to each of the above groups with good responsiveness and accuracy.
In the present embodiment, the measurement target gas is irradiated with light in a wavelength band that includes all absorption regions corresponding to the three groups. However, the present invention is not limited to this, and any of the above three groups may be used. It is good also as a structure which irradiates the measurement object gas with the light containing the wavelength corresponding to CH stretching mode of any one or any two groups, and measures the sum of the density | concentration of the chemical species which belongs to a corresponding group.
また、炭化水素濃度測定装置100は、
(a)アルカンおよびアルケンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下であり、
(b)芳香族炭化水素からなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下であり、
(c)アルキンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下であるものである。
このように構成することにより、上記各グループに属する化学種の濃度の和を応答性良くかつ精度良く測定することが可能である。
The hydrocarbon
(A) a wavelength corresponding to a C-H stretching vibration mode of the group consisting of alkanes and alkenes is less 2800 cm -1 or 3000 cm -1 in terms of wavenumber,
(B) a wavelength corresponding to a C-H stretching vibration mode of the group consisting of aromatic hydrocarbons is below 3000 cm -1 or 3200 cm -1 in terms of wavenumber,
(C) The wavelength corresponding to the C—H stretching vibration mode of the group consisting of alkynes is 3200 cm −1 or more and 3400 cm −1 or less in terms of wave number.
By configuring in this way, it is possible to measure the sum of the concentrations of the chemical species belonging to each of the above groups with good responsiveness and accuracy.
また、炭化水素濃度測定装置100は、
赤外線照射装置130により照射されてラインセンサ160により検出される光の光路の中途部に設けられ、測定対象ガスを導入可能な内部空間121aを有するガス導入容器121と、
ガス導入容器121に設けられ、赤外線照射装置130により照射された光を透過して内部空間121aに導く照射側窓122と、
ガス導入容器121に設けられ、照射側窓122から内部空間121aに導かれた光を透過して外部に導く検出側窓123と、
を備えるガス導入部120を具備するものである。
このように構成することにより、ガス導入部120に導入された測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
The hydrocarbon
A
An irradiation-
A detection-
The
By configuring in this way, there is no response delay with respect to changes in the concentration and composition of the measurement target gas introduced into the
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
また、炭化水素濃度測定装置100は、
赤外線照射装置130と測定対象ガスとの間に配置され、赤外線照射装置130からの光が測定対象ガスに照射された状態と前記ガスに照射されない状態とを交互に切り替えるチョッパ装置140と、
チョッパ装置140の切り替え動作を示す信号(参照信号)およびラインセンサ160により検出された光に基づいて、ラインセンサ160により検出された光に含まれるノイズ成分を除去する信号処理回路180と、
を具備するものである。
このように構成することにより、ラインセンサ160により検出された光の強度の分解能が向上し、ひいては炭化水素濃度の測定精度が向上する。
The hydrocarbon
A
A
It comprises.
With such a configuration, the resolution of the intensity of light detected by the
また、炭化水素濃度測定装置100の(測定対象ガスに照射された光を検出する)検出部はラインセンサ160であり、
炭化水素濃度測定装置100は、測定対象ガスに照射された光を分光してラインセンサ160に照射する回折格子152を具備するものである。
このように構成することにより、簡易な構成で所望の吸収領域の光を検出することが可能である。
また、複数の吸収領域の光をそれぞれ同時に検出することが可能であり、炭素濃度測定の応答性の向上に寄与する。
さらにラインセンサ160の画素数を増やすことにより検出された光の波長分解能が向上し、測定精度の向上に寄与する。
Moreover, the detection part (detecting the light irradiated to measurement object gas) of the hydrocarbon
The hydrocarbon
With this configuration, it is possible to detect light in a desired absorption region with a simple configuration.
Further, it is possible to simultaneously detect light in a plurality of absorption regions, which contributes to improvement in responsiveness of carbon concentration measurement.
Furthermore, increasing the number of pixels of the
また、炭化水素濃度測定装置100の吸光度算出部191bは、
ラインセンサ160により検出された光のうち、測定対象ガスに含まれる炭化水素による吸収が起こらない波長帯(補正領域)の光の強度に基づいてラインセンサ160により検出される光の吸光度を補正するものである。
このように構成することにより、光量の変化に起因する炭化水素濃度測定の精度低下を防止することが可能である。
In addition, the
Of the light detected by the
By configuring in this way, it is possible to prevent a decrease in the accuracy of the hydrocarbon concentration measurement due to a change in the amount of light.
以下では図6を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置の第二実施例である炭化水素濃度測定装置200について説明する。
Hereinafter, a hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置200は測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するものである。
図6に示す如く、炭化水素濃度測定装置200は主として光学レール210、ガス導入容器221と照射側窓222と検出側窓223とを備えるガス導入部220、赤外線照射装置230、モータ241と回転盤242とチョッパ制御装置243とを備えるチョッパ装置240、レンズ251、回折格子252、フォトダイオード260・260・・・、信号切り替え装置270、信号処理回路280、解析装置290等を具備する。
The hydrocarbon
As shown in FIG. 6, the hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置200を構成する部材のうち、光学レール210、ガス導入部220、赤外線照射装置230、チョッパ装置240、レンズ251、回折格子252については、それぞれ図1に示す炭化水素濃度測定装置100における光学レール110、ガス導入部120、赤外線照射装置130、チョッパ装置140、レンズ151、回折格子152と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
Among the members constituting the hydrocarbon
フォトダイオード260・260・・・は本発明に係る検出部の実施の一形態であり、赤外線照射装置230により測定対象ガスに照射された光を検出するものである。
フォトダイオード260は受光した光の強度に応じた電気信号(受光強度信号)を発生する素子であり、回折格子252により波長毎に分光された光がそれぞれ異なるフォトダイオード260に照射されるように回折格子252とフォトダイオード260・260・・・との位置関係(姿勢)が定められる。
The
The
信号切り替え装置270はフォトダイオード260・260・・・に接続され、フォトダイオード260・260・・・からそれぞれ受光強度信号を取得する。
信号切り替え装置270は、取得したフォトダイオード260・260・・・のそれぞれについての受光強度信号のうち、いずれかの一つのフォトダイオード260の受光強度信号を順次選択して(切り替えて)信号処理回路280に送信する。この際、信号切り替え周波数は、前述の回転盤242およびチョッパ制御装置243による光チョッピング周波数よりも十分に低く(望ましくは、光チョッピング周波数の数十分の一に)設定しておく必要がある。
また、信号切り替え装置270は、信号処理回路280に送信した受光強度信号がフォトダイオード260・260・・・のいずれに対応するものかを示す信号(受光素子No.信号)を解析装置290に送信する。
The
The
Further, the
信号処理回路280は信号切り替え装置270から取得した受光強度信号からノイズを除去するものである。
信号処理回路280はチョッパ装置240に接続され、チョッパ装置240から参照信号を取得(受信)する。
信号処理回路280は信号切り替え装置270に接続され、信号切り替え装置270から受光強度信号を取得(受信)する。
信号処理回路280は参照信号および受光強度信号に基づいて、受光強度信号における「周期的な強度変化に同期した成分」を抽出することにより、受光強度信号に含まれるノイズ成分を除去する。
信号処理回路280はノイズ成分が除去された受光強度信号を解析装置290に送信する。信号処理回路280が受光強度信号からノイズを除去することにより当該受光強度信号の分解能が向上し、炭化水素の濃度の微小な変化(あるいは微小な炭化水素濃度)をより精度良く測定することが可能である。
The
The
The
Based on the reference signal and the received light intensity signal, the
The
解析装置290は本発明に係る解析部の実施の一形態であり、フォトダイオード260・260・・・により検出された光に基づいて、測定対象ガスについての「各グループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」の吸光度を算出し、これらの吸収領域にそれぞれ対応するグループに属する化学種の濃度の和を算出するものである。
解析装置290は主として解析部291、入力部292、表示部293等を具備する。
The
The
解析部291は、種々のプログラム等(例えば、後述する吸光度算出プログラムおよび濃度算出プログラム)を格納し、これらのプログラム等を展開し、これらのプログラム等に従って所定の演算を行い、当該演算結果等を記憶することができる。
The
解析部291は、実体的には、CPU、ROM、RAM、HDD等がバスで接続される構成であっても良く、あるいはワンチップのLSI等からなる構成であっても良い。
本実施例の解析部291は専用品であるが、市販のパーソナルコンピュータやワークステーション等に上記プログラム等を格納したもので達成することも可能である。
The
The
解析部291は信号切り替え装置270に接続され、受光素子No.信号を取得(受信)することが可能である。
また、解析部291は信号処理回路280に接続され、(より厳密には、ノイズ成分が除去された)受光強度信号を取得(受信)することが可能である。
The
The
入力部292および表示部293の構成はそれぞれ図1に示す入力部192および表示部193と略同じ構成であることから説明を省略する。
The configuration of the
以下では、解析部291の詳細構成について説明する。
解析部291は、機能的には記憶部291a、吸光度算出部291b、濃度算出部291c等を具備する。
Below, the detailed structure of the
The
記憶部291aは解析部291において行われる種々の演算等に用いられる情報、演算結果等を記憶するものである。
The
記憶部291aは、基準ガスのスペクトルを記憶している。
なお、当該基準ガスのスペクトルの取得方法については図1に示す炭化水素濃度測定装置100と略同じであることから説明を省略する。
The
The method for acquiring the reference gas spectrum is substantially the same as the hydrocarbon
吸光度算出部291bはフォトダイオード260・260・・・により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出するものである。
実体的には、解析部291が吸光度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、吸光度算出部291bとしての機能を果たす。
The
Substantially, the
吸光度算出部291bは信号切り替え装置270から受光素子No.信号を取得するとともに、信号処理回路280から受光強度信号を取得する。
信号切り替え装置270から取得した受光素子No.信号は、実質的には対応するフォトダイオード260と回折格子252との幾何学的な位置関係、すなわち回折格子252による光の回折角を表す情報であり、ひいては対応するフォトダイオード260が受光した光の波長を表す情報である。
従って、吸光度算出部291bは受光素子No.信号と受光強度信号とを照合することにより、取得した受光強度信号に対応する波長(波長帯)を特定することが可能である。
The
The light receiving element No. acquired from the
Therefore, the
吸光度算出部291bは、「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」および「基準ガスのスペクトル」に基づいて、測定対象ガスの「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」をそれぞれ算出する。
The
より具体的には、吸光度算出部291bは「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」のうち、波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯に対応する受光強度信号の和から「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部291bは「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」のうち、波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯に対応する受光強度信号の和から「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部291bは「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」のうち、波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯に対応する受光強度信号の和から「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
More specifically, the
Further, the
In addition, the
次に、吸光度算出部291bは、算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」、および「基準ガスのスペクトルのうちアルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域に対応する波長帯の光の強度」に基づいて、測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
同様にして、吸光度算出部291bは、測定対象ガスについての「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
Next, the
Similarly, the
測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」の算出は、上記数1を用いて行われる。
“Absorbance of a common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkanes and alkenes”, “Absorbance of common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons” for the measurement target gas, The calculation of “absorbance of a common absorption region absorbed by a chemical species belonging to the group consisting of alkynes” is performed using
濃度算出部291cは、吸光度算出部291bにより算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出するものである。
実体的には、解析部291が、濃度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、濃度算出部291cとしての機能を果たす。
なお、濃度算出部291cの構成は、図1に示す濃度算出部191cと略同じであることから、説明を省略する。
The
Substantially, the
The configuration of the
以上の如く、炭化水素濃度測定装置200は、
測定対象ガス(単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガス)に、単数または複数の化学種が吸収する共通の吸収領域を含む波長帯の光(本実施例の場合、波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下の波長帯の光)を照射する赤外線照射装置230と、
赤外線照射装置230により測定対象ガスに照射された光を検出するフォトダイオード260・260・・・と、
フォトダイオード260・260・・・により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて測定対象ガスに含まれる単数または複数の化学種のうち共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を算出する解析装置290と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, the hydrocarbon
Light in a wavelength band that includes a common absorption region that is absorbed by one or more chemical species in the gas to be measured (a gas containing hydrocarbons of one or more chemical species) (in this example, converted to wave number) the
Based on the light detected by the
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
また、炭化水素濃度測定装置200の(測定対象ガスに照射された光を検出する)検出部は複数のフォトダイオード260・260・・・であり、
炭化水素濃度測定装置200は、測定対象ガスに照射された光を分光してフォトダイオード260・260・・・に照射する回折格子252を具備するものである。
このように構成することにより、簡易な構成で所望の吸収領域の光を検出することが可能である。
また、複数の吸収領域の光をそれぞれ同時に検出することが可能であり、炭素濃度測定の応答性の向上に寄与する。
Moreover, the detection part (detecting the light irradiated to measurement object gas) of the hydrocarbon
The hydrocarbon
With this configuration, it is possible to detect light in a desired absorption region with a simple configuration.
Further, it is possible to simultaneously detect light in a plurality of absorption regions, which contributes to improvement in responsiveness of carbon concentration measurement.
なお、本実施例では複数のフォトダイオード260・260・・・から取得される受光強度信号のうち、いずれかのフォトダイオード260に対応する受光強度信号を信号切り替え装置270により選択して一つの信号処理回路280に入力する構成としたが、複数のフォトダイオードと同数の信号処理回路を用意するとともに信号切り替え装置を省略し、各フォトダイオードからの受光強度信号を対応する信号処理回路に入力する構成とすることも可能である。
このような構成とした場合、信号切り替え装置による出力信号の切り替えに要する時間に起因するタイムラグが解消されるので、炭化水素濃度測定の応答性が更に向上する。
In the present embodiment, the received light intensity signal corresponding to one of the
In such a configuration, the time lag caused by the time required for switching the output signal by the signal switching device is eliminated, so that the responsiveness of the hydrocarbon concentration measurement is further improved.
また、本実施例では複数のフォトダイオード260・260・・・により光を検出する構成としたが、単一のフォトダイオードを回折格子に対して相対移動させることにより単一のフォトダイオードで異なる波長帯の光を検出する構成とすることも可能である。なお、このような構成とした場合には、単一のフォトダイオードで受光するため複数の「共通の吸収領域」の光を同時に検出することはできない。
In this embodiment, the light is detected by a plurality of
以下では図7を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置の第三実施例である炭化水素濃度測定装置300について説明する。
Hereinafter, a hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置300は測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するものである。
図7に示す如く、炭化水素濃度測定装置300は主として光学レール310、ガス導入容器321と照射側窓322と検出側窓323とを備えるガス導入部320、赤外線照射装置330、モータ341と回転盤342とチョッパ制御装置343とを備えるチョッパ装置340、レンズ351、フォトダイオード360、フィルタ切り替え装置370、信号処理回路380、解析装置390等を具備する。
The hydrocarbon
As shown in FIG. 7, the hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置300を構成する部材のうち、光学レール310、ガス導入部320、赤外線照射装置330、チョッパ装置340、レンズ351については、それぞれ図1に示す炭化水素濃度測定装置100における光学レール110、ガス導入部120、赤外線照射装置130、チョッパ装置140、レンズ151と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
Among the members constituting the hydrocarbon
フォトダイオード360は本発明に係る検出部の実施の一形態であり、赤外線照射装置330により測定対象ガスに照射された光を検出するものである。
フォトダイオード360は受光した光の強度に応じた電気信号(受光強度信号)を発生する半導体素子である。
The
The
フィルタ切り替え装置370は赤外線照射装置330により照射される光の光路の中途部に設けられ、当該光のうちフォトダイオード360に検出される光の波長帯を切り替えるものである。
フィルタ切り替え装置370は主としてモータ371、フィルタ盤372、フィルタ制御装置373等を具備する。
The
The
モータ371は電気式のモータからなり、その駆動軸はフィルタ盤372の中心部に固定される。
The
フィルタ盤372は略円盤形状の部材であり、その盤面には当該盤面の表裏面を貫通する計五つの孔が形成される。フィルタ盤372に形成される五つの孔は、フィルタ盤372の周方向に関して等間隔に配列される。フィルタ盤372は赤外線照射装置330が照射する光を透過しない材料からなる。
The
フィルタ盤372に形成される五つの孔のうち、一つの孔には波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯(アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域)の光を通すバンドパスフィルタ372a、一つの孔には波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯(芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域)の光を通すバンドパスフィルタ372b、一つの孔には波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯(アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域)の光を通すバンドパスフィルタ372c、一つの孔には波数に換算して2450cm−1以上2550cm−1以下の波長帯(補正領域)の光を通すバンドパスフィルタ372dが嵌装される。また、フィルタ盤372に形成される五つの孔のうち、残る一つの孔には何も嵌装されない。
Of the five holes formed in the
フィルタ盤372はガス導入部320(より厳密には、測定対象ガス)とレンズ351との間における赤外線照射装置330から照射される光の光路に交差する位置に配置される。
モータ371が回転駆動するとフィルタ盤372が回転し、(α)バンドパスフィルタ372aが光路に交差した状態、(β)バンドパスフィルタ372bが光路に交差した状態、(γ)バンドパスフィルタ372cが光路に交差した状態、(δ)バンドパスフィルタ372dが光路に交差した状態、(ε)何も嵌装されていないフィルタ盤372の孔が光路に交差した状態、に順次切り替わる。
The
When the
(α)バンドパスフィルタ372aが光路に交差した状態では、ガス導入部320から外部に導かれた光のうち、波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯の光のみがバンドパスフィルタ372aを通過する。
(β)バンドパスフィルタ372bが光路に交差した状態では、ガス導入部320から外部に導かれた光のうち、波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯の光のみがバンドパスフィルタ372bを通過する。
(γ)バンドパスフィルタ372cが光路に交差した状態では、ガス導入部320から外部に導かれた光のうち、波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯の光のみがバンドパスフィルタ372cを通過する。
(δ)バンドパスフィルタ372dが光路に交差した状態では、ガス導入部320から外部に導かれた光のうち、波数に換算して2450cm−1以上2550cm−1以下の波長帯の光のみがバンドパスフィルタ372dを通過する。
(ε)何も嵌装されていないフィルタ盤372の孔が光路に交差した状態では、ガス導入部320から外部に導かれた光が当該孔を通過する。
フィルタ盤372に形成された孔に嵌装されたフィルタまたは当該孔を通過した光はレンズ351を経てフォトダイオード360に検出される。このようにして、フィルタ切り替え装置370はフォトダイオード360に検出される光の波長帯を切り替える。
(Alpha) in the state where the band-
(Beta) in the state where the band-
(Γ) In a state where the
(Δ) In a state where the
(Ε) In a state where the hole of the
A filter fitted in a hole formed in the
フィルタ制御装置373はモータ371の回転およびその停止を制御することにより、光路に交差するフィルタ(または孔)を切り替えるものであり、モータ371の動作を制御するためのプログラムが格納されたプログラマブルコントローラ(Programmable Logic Controller;PLC)からなる。
フィルタ制御装置373はモータ371に接続され、モータ371の回転数を制御するための信号(制御信号)をモータ371に送信する。
また、フィルタ制御装置373は、光路に交差するフィルタ(または孔)を示す信号であるフィルタNo.信号を出力する。
なお、フィルタ盤372およびフィルタ制御装置373によるフィルタ切り替え周波数は、前述の回転盤342およびチョッパ制御装置343による光チョッピング周波数よりも十分に低く(望ましくは、光チョッピング周波数の数十分の一に)設定しておく必要がある。
The
The
Further, the
The filter switching frequency by the
信号処理回路380はフォトダイオード360から取得した受光強度信号からノイズを除去するものである。
信号処理回路380はチョッパ装置340に接続され、チョッパ装置340から参照信号を取得(受信)する。
信号処理回路380はフォトダイオード360に接続され、フォトダイオード360から受光強度信号を取得(受信)する。
信号処理回路380は参照信号および受光強度信号に基づいて、受光強度信号における「周期的な強度変化に同期した成分」を抽出することにより、受光強度信号に含まれるノイズ成分を除去する。
信号処理回路380はノイズ成分が除去された受光強度信号を解析装置390に送信する。信号処理回路380が受光強度信号からノイズを除去することにより当該受光強度信号の分解能が向上し、炭化水素の濃度の微小な変化(あるいは微小な炭化水素濃度)をより精度良く測定することが可能である。
The
The
The
Based on the reference signal and the received light intensity signal, the
The
解析装置390は本発明に係る解析部の実施の一形態であり、フォトダイオード360により検出された光に基づいて、測定対象ガスについての「各グループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」の吸光度を算出し、これらの吸収領域にそれぞれ対応するグループに属する化学種の濃度の和を算出するものである。
解析装置390は主として解析部391、入力部392、表示部393等を具備する。
The
The
解析部391は、種々のプログラム等(例えば、後述する吸光度算出プログラムおよび濃度算出プログラム)を格納し、これらのプログラム等を展開し、これらのプログラム等に従って所定の演算を行い、当該演算結果等を記憶することができる。
The
解析部391は、実体的には、CPU、ROM、RAM、HDD等がバスで接続される構成であっても良く、あるいはワンチップのLSI等からなる構成であっても良い。
本実施例の解析部391は専用品であるが、市販のパーソナルコンピュータやワークステーション等に上記プログラム等を格納したもので達成することも可能である。
The
The
解析部391はフィルタ切り替え装置370(より厳密には、フィルタ制御装置373)に接続され、フィルタNo.信号を取得(受信)することが可能である。
また、解析部391は信号処理回路380に接続され、(より厳密には、ノイズ成分が除去された)受光強度信号を取得(受信)することが可能である。
The
The
入力部392および表示部393の構成はそれぞれ図1に示す入力部192および表示部193と略同じ構成であることから説明を省略する。
The configuration of the
以下では、解析部391の詳細構成について説明する。
解析部391は、機能的には記憶部391a、吸光度算出部391b、濃度算出部391c等を具備する。
Below, the detailed structure of the
The
記憶部391aは解析部391において行われる種々の演算等に用いられる情報、演算結果等を記憶するものである。
The
記憶部391aは、基準ガスのスペクトルを記憶している。
なお、当該基準ガスのスペクトルの取得方法については図1に示す炭化水素濃度測定装置100と略同じであることから説明を省略する。
The
The method for acquiring the reference gas spectrum is substantially the same as the hydrocarbon
吸光度算出部391bはフォトダイオード360により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出するものである。
実体的には、解析部391が吸光度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、吸光度算出部391bとしての機能を果たす。
The
Substantially, the
吸光度算出部391bはフィルタ切り替え装置370からフィルタNo.信号を取得するとともに、信号処理回路380から受光強度信号を取得する。
フィルタ切り替え装置370から取得したフィルタNo.信号は、実質的にはフォトダイオード360が受光した光の波長帯を表す情報である。
従って、吸光度算出部391bはフィルタNo.信号と受光強度信号とを照合することにより、取得した受光強度信号に対応する波長(波長帯)を特定することが可能である。
The
The filter No. acquired from the
Therefore, the
吸光度算出部391bは、「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」および「基準ガスのスペクトル」に基づいて、測定対象ガスの「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」をそれぞれ算出する。
The
より具体的には、吸光度算出部391bは「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」のうち、波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯に対応する受光強度信号から「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部391bは「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」のうち、波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯に対応する受光強度信号から「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部391bは「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」のうち、波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯に対応する受光強度信号から「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
More specifically, the
Further, the
Further, the
次に、吸光度算出部391bは、算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」、および「基準ガスのスペクトルのうちアルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域に対応する波長帯の光の強度」に基づいて、測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
同様にして、吸光度算出部391bは、測定対象ガスについての「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
Next, the
Similarly, the
測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」の算出は、上記数1を用いて行われる。
“Absorbance of a common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkanes and alkenes”, “Absorbance of common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons” for the measurement target gas, The calculation of “absorbance of a common absorption region absorbed by a chemical species belonging to the group consisting of alkynes” is performed using
濃度算出部391cは、吸光度算出部391bにより算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出するものである。
実体的には、解析部391が、濃度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、濃度算出部391cとしての機能を果たす。
なお、濃度算出部391cの構成は、図1に示す濃度算出部191cと略同じであることから、説明を省略する。
The
Substantially, the
The configuration of the
以上の如く、炭化水素濃度測定装置300は、
測定対象ガス(単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガス)に、単数または複数の化学種が吸収する共通の吸収領域を含む波長帯の光(本実施例の場合、波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下の波長帯の光)を照射する赤外線照射装置330と、
赤外線照射装置330により測定対象ガスに照射された光を検出するフォトダイオード360と、
フォトダイオード360により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて測定対象ガスに含まれる単数または複数の化学種のうち共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を算出する解析装置390と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, the hydrocarbon
Light in a wavelength band that includes a common absorption region that is absorbed by one or more chemical species in the gas to be measured (a gas containing hydrocarbons of one or more chemical species) (in this example, converted to wave number) an
A
The absorbance of the common absorption region of the measurement target gas is calculated based on the light detected by the
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
なお、本実施例ではフィルタ切り替え装置370により単一のフォトダイオード360が検出する光の波長帯を切り替える構成としたが、本発明はこれに限定されず、複数のフォトダイオードにそれぞれ異なる波長帯(吸収領域)のみを透過するバンドパスフィルタを設けることにより、フィルタ切替装置370を省略する構成とすることも可能である。
このような構成とした場合、複数の吸収領域を同時に計測することが可能であり、炭化水素濃度測定の応答性が向上する。
さらに、それぞれ異なる波長帯を検出することが可能な複数のフォトダイオードを用意し、これらのフォトダイオードの検出可能な波長帯をそれぞれ異なる「共通の吸収領域」に対応させることにより、バンドパスフィルタを省略することも可能である。
In this embodiment, the
In such a configuration, it is possible to simultaneously measure a plurality of absorption regions, and the responsiveness of the hydrocarbon concentration measurement is improved.
In addition, a plurality of photodiodes capable of detecting different wavelength bands are prepared, and the bandpass filter is provided by making the detectable wavelength bands of these photodiodes correspond to different “common absorption regions”. It can be omitted.
以下では図8を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置の第四実施例である炭化水素濃度測定装置400について説明する。
Hereinafter, a hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置400は測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するものである。
図8に示す如く、炭化水素濃度測定装置400は主として光学レール410、ガス導入容器421と照射側窓422と検出側窓423とを備えるガス導入部420、赤外線照射装置430、レンズ451、回折格子452、ラインセンサ460、センサ制御装置470、信号処理回路480、解析装置490等を具備する。
The hydrocarbon
As shown in FIG. 8, the hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置400を構成する部材のうち、光学レール410、ガス導入部420、レンズ451、回折格子452、センサ制御装置470、信号処理回路480については、それぞれ図1に示す炭化水素濃度測定装置100における光学レール110、ガス導入部120、レンズ151、回折格子152、センサ制御装置170、信号処理回路180と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
解析装置490は解析部491、入力部492、表示部493を具備し、解析部491は機能的には記憶部491a、吸光度算出部491b、濃度算出部491c等を具備するが、これについても図1に示す解析装置190と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
Among the members constituting the hydrocarbon
The
赤外線照射装置430は本発明に係る照射部の実施の一形態であり、ガス導入容器421の内部空間421aに導入された測定対象ガスに、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、を含む波長帯の光を照射するものである。
赤外線照射装置430はBB−MIR−LED(Broad Band Mid−IR Light Emission Diode)431およびLED制御装置432を具備する。
The
The
BB−MIR−LED(Broad Band Mid−IR Light Emission Diode)431は、波数に換算して2800cm−1以上3400cm−1以下の波長帯を含む赤外線を発生することが可能であり、かつ照射する赤外線の強度(光の強度)を変更可能な半導体素子である。 BB-MIR-LED (Broad Band Mid-IR Light Emission Diode) 431 is capable of generating infrared radiation including a wavelength band of 2800 cm -1 or 3400 cm -1 or less in terms of wavenumber, and the infrared ray irradiation This is a semiconductor device capable of changing the intensity (intensity of light).
LED制御装置432はBB−MIR−LED431が照射する光の強度を制御する装置である。
LED制御装置432はBB−MIR−LED431に接続され、BB−MIR−LED431が照射する光の強度(光量)を制御するための信号であるLED制御信号を送信する。当該LED制御信号に基づいて、BB−MIR−LED431が照射する光の強度は所定の周期で変調される(強弱が交互に表れるように光の強度が変化する)。
また、LED制御装置432は信号処理回路480に接続され、BB−MIR−LED431の照射する光の強度の変調周波数(変調周期の逆数)を示す信号を参照信号として信号処理回路480に送信する。
The
The
The
BB−MIR−LED431から照射された光(赤外線)はガス導入部420の照射側窓422を透過し、ガス導入容器421の内部空間421aに導かれ、内部空間421aに導入された測定対象ガスに照射される。そして、当該測定対象ガスに照射された光は、ガス導入部420の検出側窓423を透過してガス導入部420の外部に導かれる。
The light (infrared rays) emitted from the BB-MIR-
以上の如く、炭化水素濃度測定装置400は、
測定対象ガス(単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガス)に、単数または複数の化学種が吸収する共通の吸収領域を含む波長帯の光(本実施例の場合、波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下の波長帯の光)を照射する赤外線照射装置430と、
赤外線照射装置430により測定対象ガスに照射された光を検出するラインセンサ460と、
ラインセンサ460により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて測定対象ガスに含まれる単数または複数の化学種のうち共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を算出する解析装置490と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, the hydrocarbon
Light in a wavelength band that includes a common absorption region that is absorbed by one or more chemical species in the gas to be measured (a gas containing hydrocarbons of one or more chemical species) (in this example, converted to wave number) the
A
The absorbance of the common absorption region of the measurement target gas is calculated based on the light detected by the
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
また、炭化水素濃度測定装置400の赤外線照射装置430は、
照射する光の強度を変更可能なBB−MIR−LED431と、
BB−MIR−LED431が照射する光の強度を制御するLED制御装置432と、
を具備するものである。
このように構成することにより、図1に示すチョッパ装置140の如き機械的な光の変調を行う場合の変調周波数(1kHz程度)に比べて光の強度の変調周波数を高くする(数GHz程度)ことが可能であり、炭化水素測定の精度の向上に寄与する。
また、BB−MIR−LED431およびLED制御装置432は図1に示すチョッパ装置140のモータ141の如き機械的な駆動部品を有しないことから、装置の信頼性(安定性およびメンテナンス性)が向上する。
The
A BB-MIR-
An
It comprises.
With this configuration, the modulation frequency of light intensity is increased (approximately several GHz) compared to the modulation frequency (approximately 1 kHz) in the case of performing mechanical light modulation such as the
Further, since the BB-MIR-
以下では図9を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置の第五実施例である炭化水素濃度測定装置500について説明する。
Hereinafter, a hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置500は測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するものである。
図9に示す如く、炭化水素濃度測定装置500は主として光学レール510、ガス導入容器521と照射側窓522と検出側窓523とを備えるガス導入部520、BB−MIR−LED531とLED制御装置532とを備える赤外線照射装置530、レンズ551、回折格子552、フォトダイオード560・560・・・、信号切り替え装置570、信号処理回路580、解析装置590等を具備する。
The hydrocarbon
As shown in FIG. 9, the hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置500を構成する部材のうち、光学レール510、ガス導入部520、レンズ551、回折格子552については、それぞれ図1に示す炭化水素濃度測定装置100における光学レール110、ガス導入部120、レンズ151、回折格子152と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
炭化水素濃度測定装置500を構成する部材のうち、フォトダイオード560・560・・・、信号切り替え装置570、信号処理回路580については、それぞれ図6に示す炭化水素濃度測定装置200におけるフォトダイオード260・260・・・、信号切り替え装置270、信号処理回路280と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
解析装置590は解析部591、入力部592、表示部593を具備し、解析部591は機能的には記憶部591a、吸光度算出部591b、濃度算出部591c等を具備するが、これについても図6に示す解析装置290と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
炭化水素濃度測定装置500を構成する部材のうち、赤外線照射装置530については、図8に示す炭化水素濃度測定装置400における赤外線照射装置430と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
Among the members constituting the hydrocarbon
Among the members constituting the hydrocarbon
The
Of the members constituting the hydrocarbon
以上の如く、炭化水素濃度測定装置500は、
測定対象ガス(単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガス)に、単数または複数の化学種が吸収する共通の吸収領域を含む波長帯の光(本実施例の場合、波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下の波長帯の光)を照射する赤外線照射装置530と、
赤外線照射装置530により測定対象ガスに照射された光を検出するフォトダイオード560・560・・・と、
フォトダイオード560・560・・・により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて測定対象ガスに含まれる単数または複数の化学種のうち共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を算出する解析装置590と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, the hydrocarbon
Light in a wavelength band that includes a common absorption region that is absorbed by one or more chemical species in the gas to be measured (a gas containing hydrocarbons of one or more chemical species) (in this example, converted to wave number) the
Based on the light detected by the
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
また、炭化水素濃度測定装置500の赤外線照射装置530は、
照射する光の強度を変更可能なBB−MIR−LED531と、
BB−MIR−LED531が照射する光の強度を制御するLED制御装置532と、
を具備するものである。
このように構成することにより、図6に示すチョッパ装置240の如き機械的な光の変調を行う場合の変調周波数(1kHz程度)に比べて光の強度の変調周波数を高くする(数GHz程度)ことが可能であり、炭化水素測定の精度の向上に寄与する。
また、BB−MIR−LED531およびLED制御装置532は図6に示すチョッパ装置240のモータ241の如き機械的な駆動部品を有しないことから、装置の信頼性(安定性およびメンテナンス性)が向上する。
The
BB-MIR-
An
It comprises.
By configuring in this way, the modulation frequency of the light intensity is increased (about several GHz) compared to the modulation frequency (about 1 kHz) in the case of performing mechanical light modulation as in the
Further, since the BB-MIR-
以下では図10を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置の第六実施例である炭化水素濃度測定装置600について説明する。
Hereinafter, a hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置600は測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するものである。
図10に示す如く、炭化水素濃度測定装置600は主として光学レール610、ガス導入容器621と照射側窓622と検出側窓623とを備えるガス導入部620、BB−MIR−LED631とLED制御装置632とを備える赤外線照射装置630、レンズ651、フォトダイオード660、モータ671とフィルタ盤672とフィルタ制御装置673とを備えるフィルタ切り替え装置670、信号処理回路680、解析装置690等を具備する。
The hydrocarbon
As shown in FIG. 10, the hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置600を構成する部材のうち、光学レール610、ガス導入部620、レンズ651、回折格子652については、それぞれ図1に示す炭化水素濃度測定装置100における光学レール110、ガス導入部120、レンズ151、回折格子152と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
炭化水素濃度測定装置600を構成する部材のうち、フォトダイオード660、フィルタ切り替え装置670、信号処理回路680については、それぞれ図7に示す炭化水素濃度測定装置300におけるフォトダイオード360、フィルタ切り替え装置370、信号処理回路380と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
解析装置690は解析部691、入力部692、表示部693を具備し、解析部691は機能的には記憶部691a、吸光度算出部691b、濃度算出部691c等を具備するが、これについても図7に示す解析装置390と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
炭化水素濃度測定装置600を構成する部材のうち、赤外線照射装置630については、図8に示す炭化水素濃度測定装置400における赤外線照射装置430と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
Among the members constituting the hydrocarbon
Among the members constituting the hydrocarbon
The
Of the members constituting the hydrocarbon
以上の如く、炭化水素濃度測定装置600は、
測定対象ガス(単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガス)に、単数または複数の化学種が吸収する共通の吸収領域を含む波長帯の光(本実施例の場合、波数に換算して2000cm−1以上4000cm−1以下の波長帯の光)を照射する赤外線照射装置630と、
赤外線照射装置630により測定対象ガスに照射された光を検出するフォトダイオード660と、
フォトダイオード660により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて測定対象ガスに含まれる単数または複数の化学種のうち共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を算出する解析装置690と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, the hydrocarbon
Light in a wavelength band that includes a common absorption region that is absorbed by one or more chemical species in the gas to be measured (a gas containing hydrocarbons of one or more chemical species) (in this example, converted to wave number) the
A
Based on the light detected by the
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
また、炭化水素濃度測定装置600の赤外線照射装置630は、
照射する光の強度を変更可能なBB−MIR−LED631と、
BB−MIR−LED531が照射する光の強度を制御するLED制御装置632と、
を具備するものである。
このように構成することにより、図7に示すチョッパ装置340の如き機械的な光の変調を行う場合の変調周波数(1kHz程度)に比べて光の強度の変調周波数を高くする(数GHz程度)ことが可能であり、炭化水素測定の精度の向上に寄与する。
また、BB−MIR−LED631およびLED制御装置632は図7に示すチョッパ装置340のモータ341の如き機械的な駆動部品を有しないことから、装置の信頼性(安定性およびメンテナンス性)が向上する。
The
A BB-MIR-
An
It comprises.
With this configuration, the modulation frequency of the light intensity is increased (approximately several GHz) compared to the modulation frequency (approximately 1 kHz) in the case of performing mechanical light modulation such as the
Further, since the BB-MIR-
以下では図11を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定装置の第七実施例である炭化水素濃度測定装置700について説明する。
Hereinafter, a hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置700は測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定するものである。
図11に示す如く、炭化水素濃度測定装置700は主として光学レール710、ガス導入容器721と照射側窓722と検出側窓723とを備えるガス導入部720、赤外線照射装置730、レンズ751、フォトダイオード760、補正用フォトダイオード765、信号処理回路780、補正用信号処理回路785、解析装置790等を具備する。
The hydrocarbon
As shown in FIG. 11, the hydrocarbon
炭化水素濃度測定装置700を構成する部材のうち、光学レール710、ガス導入部720、レンズ751については、それぞれ図1に示す炭化水素濃度測定装置100における光学レール110、ガス導入部120、レンズ151と略同じ構成であることから詳細な説明を省略する。
Among the members constituting the hydrocarbon
赤外線照射装置730は本発明に係る照射部の実施の一形態であり、ガス導入容器721の内部空間721aに導入された測定対象ガスに、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、のうちのいずれかの波長帯の光を照射するものである。
The
赤外線照射装置730は主として第一発光ダイオード731a、第二発光ダイオード731b、第三発光ダイオード731c、第一分波器732a、第二分波器732b、第三分波器732c、第一合波器733a、第二合波器733b、レンズ734、第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735b、第三発光ダイオード制御装置735c、発光ダイオード選択装置736等を具備する。
The
第一発光ダイオード731aは波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯、すなわち(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域に対応する波長帯の赤外線(光)を発生するものである。
本実施例の第一発光ダイオード731aは波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯の光を発生するNB−MIR−LED(Narrow Band Mid−IR Light Emission Diode)からなる。
第一発光ダイオード731aが発生する光の強度は、第一発光ダイオード731aに印加する電圧を変更することにより変更することが可能である。
The
The first light-emitting
The intensity of light generated by the first
第二発光ダイオード731bは波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯、すなわち(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域に対応する波長帯の赤外線(光)を発生するものである。
本実施例の第二発光ダイオード731bは波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯の光を発生するNB−MIR−LEDからなる。
第二発光ダイオード731bが発生する光の強度は、第二発光ダイオード731bに印加する電圧を変更することにより変更することが可能である。
The intensity of light generated by the second
第三発光ダイオード731cは波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯、すなわち(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域に対応する波長帯の赤外線(光)を発生するものである。
本実施例の第三発光ダイオード731cは波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯の光を発生するNB−MIR−LEDからなる。
第三発光ダイオード731cが発生する光の強度は、第三発光ダイオード731cに印加する電圧を変更することにより変更することが可能である。
The third
The third
The intensity of light generated by the third
第一分波器732a、第二分波器732bおよび第三分波器732cは、入力された一つの光束を二つの光束に分割してそれぞれ出力する光学装置である。
第一分波器732aの入力側ポートは、光ファイバーにより第一発光ダイオード731aに接続される。第一発光ダイオード731aが発した光は当該光ファイバーを通って第一分波器732aに入力され、二つの光束に分割されて二つの出力側ポートからそれぞれ出力される。
第二分波器732bの入力側ポートは、光ファイバーにより第二発光ダイオード731bに接続される。第二発光ダイオード731bが発した光は当該光ファイバーを通って第二分波器732bに入力され、二つの光束に分割されて二つの出力側ポートからそれぞれ出力される。
第三分波器732cの入力側ポートは、光ファイバーにより第三発光ダイオード731cに接続される。第三発光ダイオード731cが発した光は当該光ファイバーを通って第三分波器732cに入力され、二つの光束に分割されて二つの出力側ポートからそれぞれ出力される。
第一分波器732a、第二分波器732bおよび第三分波器732cの具体例としては、各種のビームスプリッター(プリズム型、平面型(ハーフミラー等)、ウェッジ基板型等)が挙げられる。
The
The input side port of the
The input side port of the
The input side port of the
Specific examples of the
第一合波器733aおよび第二合波器733bは、入力された三つの光束を合成して一つの光束として出力する光学装置である。
第一合波器733aの三つの入力側ポートは、それぞれ光ファイバーにより第一分波器732aの一方の出力側ポート、第二分波器732bの一方の出力側ポート、および第三分波器732cの一方の出力側ポートに接続される。第一分波器732aの一方の出力側ポート、第二分波器732bの一方の出力側ポート、および第三分波器732cの一方の出力側ポートからそれぞれ出力された光は、対応する光ファイバーを通って第一合波器733aに入力され、合成されて一つの光束として出力される。
第二合波器733bの三つの入力側ポートは、それぞれ光ファイバーにより第一分波器732aの他方の出力側ポート、第二分波器732bの他方の出力側ポート、および第三分波器732cの他方の出力側ポートに接続される。第二分波器732bの他方の出力側ポート、第二分波器732bの他方の出力側ポート、および第三分波器732cの他方の出力側ポートからそれぞれ出力された光は、対応する光ファイバーを通って第二合波器733bに入力され、合成されて一つの光束として出力される。
第一合波器733aおよび第二合波器733bの具体例としては、各種のビームスプリッター(プリズム型、平面型(ハーフミラー等)、ウェッジ基板型等)が挙げられる。
The
The three input ports of the
The three input ports of the
Specific examples of the
なお、後で詳述するが、本実施例では、第一合波器733aおよび第二合波器733bのいずれについても二つ以上の入力側ポートに同時に光を入力することはない。従って、第一合波器733aおよび第二合波器733bは、実質的には三つの入力側ポートのいずれか一つから入力された光を出力側ポートから出力することとなる。
As will be described in detail later, in this embodiment, light is not simultaneously input to two or more input ports for any of the
レンズ734は光学レール710に固定されるレンズである。レンズ734はガス導入部720の照射側窓722に対向する位置に配置される。
レンズ734は光ファイバーにより第一合波器733aの出力側ポートに接続される。
第一合波器733aの出力側ポートから出力された光は、当該光ファイバーを通ってレンズ734に到達し、レンズ734にて収束され、照射側窓722を透過してガス導入部720の内部空間721aに導入された測定対象ガスに照射される。
The
The
The light output from the output side port of the
第一発光ダイオード制御装置735aは第一発光ダイオード731aが発する光の強度を制御する装置である。
第一発光ダイオード制御装置735aは第一発光ダイオード731aに接続され、第一発光ダイオード731aが発する光の強度(光量)を制御するための信号であるLED制御信号(実体的には、第一発光ダイオード731aに印加される電圧の大きさを示す信号)を送信する。当該LED制御信号に基づいて、第一発光ダイオード731aが発する光の強度は所定の周期で変調する(強弱が交互に表れるように強度が変化する)。
The first light emitting
The first light emitting
第二発光ダイオード制御装置735bは第二発光ダイオード731bが発する光の強度を制御する装置である。
第二発光ダイオード制御装置735bは第二発光ダイオード731bに接続され、第二発光ダイオード731bが発する光の強度(光量)を制御するための信号であるLED制御信号(実体的には、第二発光ダイオード731bに印加される電圧の大きさを示す信号)を送信する。当該LED制御信号に基づいて、第二発光ダイオード731bが発する光の強度は所定の周期で変調する(強弱が交互に表れるように強度が変化する)。
The second light emitting
The second light emitting
第三発光ダイオード制御装置735cは第三発光ダイオード731cが発する光の強度を制御する装置である。
第三発光ダイオード制御装置735cは第三発光ダイオード731cに接続され、第三発光ダイオード731cが発する光の強度(光量)を制御するための信号であるLED制御信号(実体的には、第三発光ダイオード731cに印加される電圧の大きさを示す信号)を送信する。当該LED制御信号に基づいて、第三発光ダイオード731cが発する光の強度は所定の周期で変調する(強弱が交互に表れるように強度が変化する)。
The third light emitting
The third light emitting
発光ダイオード選択装置736は第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735b、第三発光ダイオード制御装置735cのうちのいずれが動作するか、ひいては第一発光ダイオード731a、第二発光ダイオード731b、第三発光ダイオード731cのうちのいずれが光を発するかを選択する装置である。
本実施例の発光ダイオード選択装置736は、第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735b、第三発光ダイオード制御装置735cのうちのいずれが動作するかを選択するためのプログラムが格納されたプログラマブルコントローラからなる。
The light-emitting
The light emitting
発光ダイオード選択装置736は第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735bおよび第三発光ダイオード制御装置735cにそれぞれ接続され、これらのうちのいずれか一つに動作するための信号である動作信号を送信する。第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735bおよび第三発光ダイオード制御装置735cのうち、当該動作信号を取得したものは、当該動作信号を取得している間のみ動作する(対応する発光ダイオードにLED信号を送信する)。
発光ダイオード選択装置736は解析装置790(より厳密には、解析部791)に接続され、第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735bおよび第三発光ダイオード制御装置735cのうち動作しているもの(ひいては、第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735bおよび第三発光ダイオード制御装置735cのうち光を発しているもの)を示す信号であるLEDNo.信号を解析装置790に送信する。
発光ダイオード選択装置736は信号処理回路780および補正用信号処理回路785に接続され、第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735b、第三発光ダイオード制御装置735cのうちのいずれかが発する光の強度の変調の位相を示す信号である参照信号を信号処理回路780および補正用信号処理回路785に送信する。
The light emitting
The light emitting
The light emitting
このように、赤外線照射装置730は、ガス導入容器721の内部空間721aに導入された測定対象ガスに、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、のうちのいずれかの波長帯の光を選択して照射することが可能である。
As described above, the
フォトダイオード760は本発明に係る検出部の実施の一形態であり、赤外線照射装置730により測定対象ガスに照射された光を検出するものである。
フォトダイオード760は受光した光の強度に応じた電気信号(受光強度信号)を発生する半導体素子である。
The
The
信号処理回路780はフォトダイオード760から取得した受光強度信号からノイズを除去するものである。
信号処理回路780は発光ダイオード選択装置736に接続され、発光ダイオード選択装置736から参照信号を取得(受信)する。
信号処理回路780はフォトダイオード760に接続され、フォトダイオード760から受光強度信号を取得(受信)する。
信号処理回路780は参照信号および受光強度信号に基づいて、受光強度信号における「周期的な強度変化に同期した成分」を抽出することにより、受光強度信号に含まれるノイズ成分を除去する。
信号処理回路780はノイズ成分が除去された受光強度信号を解析装置790に送信する。信号処理回路780が受光強度信号からノイズを除去することにより当該受光強度信号の分解能が向上し、炭化水素の濃度の微小な変化(あるいは微小な炭化水素濃度)をより精度良く測定することが可能である。
The
The
The
Based on the reference signal and the received light intensity signal, the
The
補正用フォトダイオード765は赤外線照射装置730により発生する光を検出するものである。補正用フォトダイオード765は受光した光の強度に応じた電気信号(補正用受光強度信号)を発生する半導体素子であり、光ファイバーにより第二合波器733bの出力側ポートに接続される。
赤外線照射装置730により発生した光のうち、第一分波器732a、第二分波器732b、第三分波器732cのいずれかにより二つに分割された光束の一方が測定対象ガスに照射され、二つに分割された光束の他方が補正用フォトダイオード765により検出されることとなる。従って、補正用フォトダイオード765により検出される光は、測定対象ガスに照射される光と同じ光源において同じタイミングで発生したものである。
The
Of the light generated by the
補正用信号処理回路785は補正用フォトダイオード765から取得した補正用受光強度信号からノイズを除去するものである。
補正用信号処理回路785は発光ダイオード選択装置736に接続され、発光ダイオード選択装置736から参照信号を取得(受信)する。
補正用信号処理回路785は補正用フォトダイオード765に接続され、補正用フォトダイオード765から補正用受光強度信号を取得(受信)する。
補正用信号処理回路785は参照信号および補正用受光強度信号に基づいて、補正用受光強度信号における「周期的な強度変化に同期した成分」を抽出することにより、補正用受光強度信号に含まれるノイズ成分を除去する。
補正用信号処理回路785はノイズ成分が除去された補正用受光強度信号を解析装置790に送信する。補正用信号処理回路785が補正用受光強度信号からノイズを除去することにより当該補正用受光強度信号の分解能が向上し、後述する吸光度の補正の精度が向上する。
The correction
The correction
The correction
The correction
The correction
解析装置790は本発明に係る解析部の実施の一形態であり、フォトダイオード760により検出された光に基づいて、測定対象ガスについての「各グループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域」の吸光度を算出し、これらの吸収領域にそれぞれ対応するグループに属する化学種の濃度の和を算出するものである。
解析装置790は主として解析部791、入力部792、表示部793等を具備する。
The
The
解析部791は、種々のプログラム等(例えば、後述する吸光度算出プログラムおよび濃度算出プログラム)を格納し、これらのプログラム等を展開し、これらのプログラム等に従って所定の演算を行い、当該演算結果等を記憶することができる。
The
解析部791は、実体的には、CPU、ROM、RAM、HDD等がバスで接続される構成であっても良く、あるいはワンチップのLSI等からなる構成であっても良い。
本実施例の解析部791は専用品であるが、市販のパーソナルコンピュータやワークステーション等に上記プログラム等を格納したもので達成することも可能である。
The
The
解析部791は発光ダイオード選択装置736に接続され、発光ダイオード選択装置736からLEDNo.信号を取得(受信)することが可能である。
解析部791は信号処理回路780に接続され、信号処理回路780から(より厳密には、ノイズ成分が除去された)受光強度信号を取得(受信)することが可能である。
解析部791は補正用信号処理回路785に接続され、補正用信号処理回路785から(より厳密には、ノイズ成分が除去された)受光強度信号を取得(受信)することが可能である。
The
The
The
入力部792は解析部791に接続され、炭化水素濃度測定装置700による解析に係る種々の情報・指示等を解析部791に入力するものである。
本実施例の入力部792は専用品であるが、市販のキーボード、マウス、ポインティングデバイス、ボタン、スイッチ等を用いても同様の効果を達成することが可能である。
The
Although the
表示部793は入力部792から解析部791への入力内容や解析部791による解析結果(炭化水素濃度の測定結果)等を表示するものである。
本実施例の表示部793は専用品であるが、市販のモニターや液晶ディスプレイ等を用いても同様の効果を達成することが可能である。
The
Although the
以下では、解析部791の詳細構成について説明する。
解析部791は、機能的には記憶部791a、吸光度算出部791b、濃度算出部791c等を具備する。
Below, the detailed structure of the
The
記憶部791aは解析部791において行われる種々の演算等に用いられる情報、演算結果等を記憶するものである。
The
記憶部791aは、基準ガスのスペクトルを記憶している。
なお、当該基準ガスのスペクトルの取得方法については図1に示す炭化水素濃度測定装置100と略同じであることから説明を省略する。
The
The method for acquiring the reference gas spectrum is substantially the same as the hydrocarbon
吸光度算出部191bはフォトダイオード760により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出するものである。
実体的には、解析部791が吸光度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、吸光度算出部791bとしての機能を果たす。
The
Substantially, the
吸光度算出部791bは発光ダイオード選択装置736からLEDNo.信号を取得するとともに、信号処理回路780から受光強度信号を取得する。
発光ダイオード選択装置736から取得したLEDNo.信号は、フォトダイオード760が受光した光が第一発光ダイオード731a、第二発光ダイオード731b、第三発光ダイオード731cのうちのいずれから発せられたものであるかを示す信号であり、実質的にはフォトダイオード760が受光した光の波長帯を表す情報である。
従って、吸光度算出部791bはLEDNo.信号と受光強度信号とを照合することにより、取得した受光強度信号に対応する波長(波長帯)を特定することが可能である。
The
The LED No. acquired from the light emitting
Therefore, the
吸光度算出部791bは、「波長(波長帯)が特定された受光強度信号」および「基準ガスのスペクトル」に基づいて、測定対象ガスの「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」をそれぞれ算出する。
The
より具体的には、吸光度算出部791bは第一発光ダイオード731aに対応する受光強度信号から「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部791bは、第二発光ダイオード731bに対応する受光強度信号から「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
また、吸光度算出部791bは、第三発光ダイオード731cに対応する受光強度信号から「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」を算出する。
More specifically, the
In addition, the
In addition, the
次に、吸光度算出部791bは、算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の受光強度」、および「基準ガスのスペクトルのうちアルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域に対応する波長帯の光の強度」に基づいて、測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
同様にして、吸光度算出部791bは、測定対象ガスについての「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を算出する。
Next, the
Similarly, the
測定対象ガスについての「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」の算出は、上記数1を用いて行われる。
“Absorbance of a common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkanes and alkenes”, “Absorbance of common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons” for the measurement target gas, The calculation of “absorbance of a common absorption region absorbed by a chemical species belonging to the group consisting of alkynes” is performed using
また、吸光度算出部791bは、補正用信号処理回路785から取得した「補正用受光信号」および予め記憶部791aに記憶された「補正用受光信号の初期値」に基づいて、上記数1を用いて算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」および「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」を、以下の数2を用いて補正する。
ここで、「補正用受光信号の初期値」は、例えば赤外線照射装置730を構成する部材、補正用フォトダイオード765、補正用信号処理回路785等の交換、清掃、修理等のメンテナンスを行った直後に行われる補正用受光信号の取得により得られる値である。
Further, the
Here, the “initial value of the light reception signal for correction” is, for example, immediately after maintenance such as replacement, cleaning, repair, etc. of the members constituting the
数2において、(An)cは補正後の吸光度を指し、Anは補正前の吸光度(数1により算出される吸光度)を指す。
また、(Ic)nは補正受光信号から求められる受光強度を指し、((Ic)n)0は補正受光信号の初期値から求められる受光強度を指す。
In
Further, (Ic) n indicates the received light intensity obtained from the corrected received light signal, and ((Ic) n) 0 indicates the received light intensity obtained from the initial value of the corrected received light signal.
上記数2を用いて吸光度を補正することにより、赤外線照射装置730を構成する部材の劣化等の原因による光量の変化に起因する炭化水素濃度測定の精度低下を防止することが可能である。
By correcting the
濃度算出部791cは、吸光度算出部791bにより算出された「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出するものである。
実体的には、解析部791が、濃度算出プログラムに従って所定の演算等を行うことにより、濃度算出部791cとしての機能を果たす。
なお、濃度算出部791cの構成は、図1に示す濃度算出部191cと略同じであることから、説明を省略する。
The
Substantially, the
The configuration of the
以上の如く、炭化水素濃度測定装置700は、
測定対象ガス(単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガス)に、単数または複数の化学種が吸収する共通の吸収領域を含む波長帯の光(本実施例の場合、波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下の波長帯の光、波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下の波長帯の光、波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下の波長帯の光、のいずれか)を照射する赤外線照射装置730と、
赤外線照射装置730により測定対象ガスに照射された光を検出するフォトダイオード760と、
フォトダイオード760により検出された光に基づいて測定対象ガスの共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて測定対象ガスに含まれる単数または複数の化学種のうち共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を算出する解析装置790と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, the hydrocarbon
Light in a wavelength band that includes a common absorption region that is absorbed by one or more chemical species in the gas to be measured (a gas containing hydrocarbons of one or more chemical species) (in this example, converted to wave number) Te 2800 cm -1 or 3000 cm -1 the following waveband light, 3000 cm -1 or more, in terms of wavenumber 3200 cm -1 the following waveband light, in terms of wavenumber 3200 cm -1 or 3400 cm -1 or less in the wavelength band
A
Based on the light detected by the
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
また、炭化水素濃度測定装置700は、
赤外線照射装置730により発生する光を検出する補正用フォトダイオード765を具備し、
炭化水素濃度測定装置700の赤外線照射装置730は、
アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の光を発する第一発光ダイオード731aと、
芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の光を発する第二発光ダイオード731bと、
アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の光を発する第三発光ダイオード731cと、
第一発光ダイオード731aにより発せられた光を二つに分割する第一分波器732aと、
第二発光ダイオード731bにより発せられた光を二つに分割する第二分波器732bと、
第三発光ダイオード731cにより発せられた光を二つに分割する第三分波器732cと、
第一分波器732aにより分割された光の一方、第二分波器732bにより分割された光の一方、および第三分波器732cにより分割された光の一方を合成し、測定対象ガスに照射する第一合波器733aと、
第一分波器732aにより分割された光の他方、第二分波器732bにより分割された光の他方、および第三分波器732cにより分割された光の他方を合成し、補正用フォトダイオード765に照射する第二合波器733bと、
第一発光ダイオード731aが発する光の強度を制御する第一発光ダイオード制御装置735aと、
第二発光ダイオード731bが発する光の強度を制御する第二発光ダイオード制御装置735bと、
第三発光ダイオード731cが発する光の強度を制御する第三発光ダイオード制御装置735cと、
三つの発光ダイオード制御装置(第一発光ダイオード制御装置735a、第二発光ダイオード制御装置735b、第三発光ダイオード制御装置735c)のうちのいずれが動作するかを選択する発光ダイオード選択装置736と、
を具備し、
炭化水素濃度測定装置700の解析装置790は、補正用フォトダイオード765により検出された光の強度に基づいてフォトダイオード760により検出された光の強度を補正するものである。
このように構成することにより、赤外線照射装置730に「照射する光の波長帯を選択する機能」、「照射する光の強度を変調させる機能」および「光源の光量を監視する機能」の全てを組み込むことが可能であり、装置のコンパクト化を図ることが可能である。
The hydrocarbon
A
The
A first
A second
A third
A
A
A
One of the lights divided by the
A correction photodiode that combines the other of the light divided by the
A first light emitting
A second light emitting
A third light emitting
A light-emitting
Comprising
The
By configuring in this way, the
以下では、図12を用いて本発明に係る炭化水素濃度測定方法の実施の一形態について説明する。
本発明に係る炭化水素濃度測定方法の実施の一形態は、炭化水素濃度測定装置100を用いて測定対象ガスに含まれる炭化水素の濃度を測定する方法であり、図12に示す如く、主として照射・検出工程S1100、解析工程S1200を具備する。
Below, one Embodiment of the hydrocarbon concentration measuring method which concerns on this invention is described using FIG.
One embodiment of the method for measuring hydrocarbon concentration according to the present invention is a method for measuring the concentration of hydrocarbons contained in the gas to be measured using the hydrocarbon
照射・検出工程S1100は、測定対象ガスに(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、を含む波長帯の光を照射するとともに、測定対象ガスに照射された光を検出する工程である。
照射・検出工程S1100において、赤外線照射装置130はガス導入容器121の内部空間121aに導入された測定対象ガスに、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、を含む波長帯の光を照射する。
また、照射・検出工程S1100において、ラインセンサ160は赤外線照射装置130により測定対象ガスに照射された光を検出する。
照射・検出工程S1100が終了したら、解析工程S1200に移行する。
In the irradiation / detection step S1100, (a) a common absorption region absorbed by a chemical species belonging to the group consisting of alkane and alkene is absorbed into the measurement target gas, and (b) a common chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbon is absorbed. And (c) a common absorption region that is absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkynes, and a step of detecting light irradiated to the measurement target gas.
In the irradiation / detection step S1100, the
In the irradiation / detection step S1100, the
When the irradiation / detection step S1100 ends, the process proceeds to the analysis step S1200.
解析工程S1200は、照射・検出工程S1100において検出された光に基づいて(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域のそれぞれについての吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて(1)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和、(2)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和、および(3)アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和を算出する工程である。 The analysis step S1200 includes (a) a common absorption region that is absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkane and alkene based on the light detected in the irradiation / detection step S1100, and (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons. Absorbance is calculated for each of the common absorption region absorbed by the chemical species to which it belongs, and (c) the common absorption region absorbed by the chemical species belonging to the group consisting of the alkyne, and (1) alkane and alkene based on the absorbance. The sum of the concentrations of the chemical species belonging to the group consisting of (2) the sum of the concentrations of the chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons, and (3) the sum of the concentrations of the chemical species belonging to the group consisting of alkynes. It is a process.
解析工程S1200において、吸光度算出部191bはラインセンサ160により検出された光に基づいて(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域のそれぞれについての吸光度を算出する。
また、解析工程S1200において、濃度算出部191cは、吸光度算出部191bにより算出された「(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出し、「(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域の吸光度」に基づいて「アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和」を算出する。
In the analysis step S1200, the
Further, in the analysis step S1200, the
以上の如く、本発明に係る炭化水素濃度測定方法の実施の一形態は、
測定対象ガスに(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、を含む波長帯の光を照射するとともに、測定対象ガスに照射された光を検出する照射・検出工程S1100と、
照射・検出工程S1100において検出された光に基づいて(a)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、(b)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域、および(c)アルキンからなるグループに属する化学種が吸収する共通の吸収領域のそれぞれについての吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて(1)アルカンおよびアルケンからなるグループに属する化学種の濃度の和、(2)芳香族炭化水素からなるグループに属する化学種の濃度の和、および(3)アルキンからなるグループに属する化学種の濃度の和を算出する解析工程S1200と、
を具備するものである。
このように構成することにより、測定対象ガスの濃度や組成の変化に対して応答遅れが無く、リアルタイムな炭化水素の濃度測定を行うことが可能であり、測定の応答性を確保することが可能である。
また、測定対象ガスの濃度や組成が変化した場合に、共通の吸収領域の光を吸収する化学種(すなわち、共通の吸収領域に対応するグループに属する化学種)の濃度の和を精度良く算出することが可能である。
As described above, an embodiment of the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention is as follows.
(A) a common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkane and alkene, (b) common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c ) Irradiation / detection step S1100 for irradiating light in a wavelength band including a common absorption region absorbed by a chemical species belonging to the group consisting of alkynes, and detecting light irradiated to the measurement target gas;
Based on the light detected in the irradiation / detection step S1100, (a) a common absorption region absorbed by chemical species belonging to the group consisting of alkanes and alkenes, and (b) chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons are absorbed. And (c) the absorbance for each of the common absorption regions absorbed by the chemical species belonging to the group consisting of alkynes, and (1) based on the absorbance, (1) belongs to the group consisting of alkanes and alkenes An analysis step S1200 for calculating a sum of concentrations of chemical species, (2) a sum of concentrations of chemical species belonging to the group consisting of aromatic hydrocarbons, and (3) a sum of concentrations of chemical species belonging to the group consisting of alkynes;
It comprises.
By configuring in this way, there is no delay in response to changes in the concentration and composition of the gas to be measured, and it is possible to measure hydrocarbon concentration in real time, ensuring measurement responsiveness. It is.
In addition, when the concentration or composition of the gas to be measured changes, the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the common absorption region (that is, chemical species belonging to the group corresponding to the common absorption region) is accurately calculated. Is possible.
なお、本実施例では(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループのそれぞれについて化学種の濃度の和を算出するとともに、これらの算出結果の和として全炭化水素濃度を算出する構成としたが、本発明はこれに限定されず、(a)アルカンおよびアルケンからなるグループ、(b)芳香族炭化水素からなるグループ、(c)アルキンからなるグループのうち、一部のグループに対応する吸収領域を含む波長の光を測定対象ガスに照射し、検出された光の当該吸収領域における吸光度に基づいて対応するグループに属する化学種の濃度の和のみを算出する構成としても良い。 In this example, the sum of the concentrations of chemical species was calculated for each of (a) a group consisting of alkane and alkene, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) a group consisting of alkynes. The total hydrocarbon concentration is calculated as the sum of the calculation results, but the present invention is not limited to this, and (a) a group consisting of alkanes and alkenes, (b) a group consisting of aromatic hydrocarbons, (c) Among the group consisting of alkynes, the target gas is irradiated with light having a wavelength including an absorption region corresponding to a part of the group, and chemical species belonging to the corresponding group are detected based on the absorbance of the detected light in the absorption region. It may be configured to calculate only the sum of the densities.
また、本発明に係る炭化水素濃度測定方法の実施の一形態における共通の吸収領域は、
(a)アルカンおよびアルケンからなる化学種のグループ、(b)芳香族炭化水素からなる化学種のグループおよび(c)アルキンからなる化学種のグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長をそれぞれ含むものである。
このように構成することにより、上記各グループに属する化学種の濃度の和を応答性良くかつ精度良く測定することが可能である。
なお、本実施例では三つのグループに対応する吸収領域を全て含む波長帯の光を測定対象ガスに照射する構成としたが、本発明はこれに限定されず、上記三つのグループのうち、いずれか一つまたはいずれか二つのグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長を含む光を測定対象ガスに照射し、対応するグループに属する化学種の濃度の和を測定する構成としても良い。
Further, the common absorption region in one embodiment of the hydrocarbon concentration measurement method according to the present invention is:
The wavelength corresponding to the C—H stretching vibration mode of the chemical species group consisting of (a) alkane and alkene, (b) the chemical species group consisting of aromatic hydrocarbons, and (c) the chemical species group consisting of alkynes, respectively. Is included.
By configuring in this way, it is possible to measure the sum of the concentrations of the chemical species belonging to each of the above groups with good responsiveness and accuracy.
In the present embodiment, the measurement target gas is irradiated with light in a wavelength band that includes all absorption regions corresponding to the three groups. However, the present invention is not limited to this, and any of the above three groups may be used. It is good also as a structure which irradiates the measurement object gas with the light containing the wavelength corresponding to CH stretching mode of any one or any two groups, and measures the sum of the density | concentration of the chemical species which belongs to a corresponding group.
また、本発明に係る炭化水素濃度測定方法の実施の一形態は、
(a)アルカンおよびアルケンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して2800cm−1以上3000cm−1以下であり、
(b)芳香族炭化水素からなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下であり、
(c)アルキンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下であるものである。
このように構成することにより、上記各グループに属する化学種の濃度の和を応答性良くかつ精度良く測定することが可能である。
An embodiment of the hydrocarbon concentration measuring method according to the present invention is as follows:
(A) a wavelength corresponding to a C-H stretching vibration mode of the group consisting of alkanes and alkenes is less 2800 cm -1 or 3000 cm -1 in terms of wavenumber,
(B) a wavelength corresponding to a C-H stretching vibration mode of the group consisting of aromatic hydrocarbons is below 3000 cm -1 or 3200 cm -1 in terms of wavenumber,
(C) The wavelength corresponding to the C—H stretching vibration mode of the group consisting of alkynes is 3200 cm −1 or more and 3400 cm −1 or less in terms of wave number.
By configuring in this way, it is possible to measure the sum of the concentrations of the chemical species belonging to each of the above groups with good responsiveness and accuracy.
100 炭化水素濃度測定装置(第一実施例)
130 赤外線照射装置(照射部)
160 ラインセンサ(検出部)
190 解析装置(解析部)
100 Hydrocarbon concentration measuring device (first embodiment)
130 Infrared irradiation device (irradiation unit)
160 Line sensor (detection unit)
190 Analysis device (analysis unit)
Claims (9)
前記照射部により前記ガスに照射された光を検出する検出部と、
前記検出部により検出された光に基づいて前記共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて前記共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種の濃度の和を算出する解析部と、
を具備する炭化水素濃度測定装置。 An irradiation unit configured to irradiate a gas containing a hydrocarbon composed of one or more chemical species with light in a wavelength band including an absorption region common to the one or more chemical species;
A detection unit for detecting light irradiated to the gas by the irradiation unit;
Analysis that calculates the absorbance of the common absorption region based on the light detected by the detection unit, and calculates the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the wavelength band of the common absorption region based on the absorbance And
A hydrocarbon concentration measuring apparatus comprising:
アルカンおよびアルケンからなるグループ、芳香族炭化水素からなるグループ、アルキンからなるグループのうちの少なくとも一つのC−H伸縮振動モードに対応する波長を含む請求項1に記載の炭化水素濃度測定装置。 The common absorption region is
The hydrocarbon concentration measuring apparatus according to claim 1, comprising a wavelength corresponding to at least one C—H stretching vibration mode of a group consisting of alkane and alkene, a group consisting of aromatic hydrocarbons, and a group consisting of alkynes.
前記芳香族炭化水素からなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下であり、
前記アルキンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下である請求項2に記載の炭化水素濃度測定装置。 The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of alkanes and alkenes is less 2800 cm -1 or 3000 cm -1 in terms of wavenumber,
The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of aromatic hydrocarbons is below 3000 cm -1 or 3200 cm -1 in terms of wavenumber,
3. The hydrocarbon concentration measuring apparatus according to claim 2, wherein a wavelength corresponding to a C—H stretching vibration mode of the alkyne group is 3200 cm −1 or more and 3400 cm −1 or less in terms of wave number.
前記ガス導入容器に設けられ、前記照射部により照射された光を透過して前記内部空間に導く照射側窓と、
前記ガス導入容器に設けられ、前記照射側窓から前記内部空間に導かれた光を透過して外部に導く検出側窓と、
を備えるガス導入部を具備する請求項1から請求項3までのいずれか一項に記載の炭化水素濃度測定装置。 A gas introduction container having an internal space capable of introducing a gas containing hydrocarbons composed of one or a plurality of chemical species, provided in an intermediate portion of an optical path of light irradiated by the irradiation unit and detected by the detection unit; ,
An irradiation side window that is provided in the gas introduction container and transmits the light irradiated by the irradiation unit to the internal space;
A detection-side window that is provided in the gas introduction container and transmits the light guided to the internal space from the irradiation-side window and guides it to the outside;
The hydrocarbon concentration measuring device according to any one of claims 1 to 3, further comprising: a gas introduction unit including:
前記チョッパ部の切り替え動作を示す信号および前記検出部により検出された光に基づいて、前記検出部により検出された光に含まれるノイズ成分を除去する信号処理回路と、
を具備する請求項1から請求項4までのいずれか一項に記載の炭化水素濃度測定装置。 Arranged between the irradiation part and the gas containing hydrocarbons composed of one or more chemical species, alternately the state where the light from the irradiation part is irradiated to the gas and the state where the gas is not irradiated A chopper section to be switched,
A signal processing circuit that removes a noise component included in the light detected by the detection unit based on a signal indicating the switching operation of the chopper unit and the light detected by the detection unit;
The hydrocarbon concentration measuring apparatus according to any one of claims 1 to 4, further comprising:
前記単数または複数の化学種からなる炭化水素を含むガスに照射された光を波長毎に分光して前記光学検出器に照射する分光部を具備する請求項1から請求項5までのいずれか一項に記載の炭化水素濃度測定装置。 The detector is an optical detector;
6. The light-emitting device according to claim 1, further comprising a spectroscopic unit configured to divide the light applied to the gas containing the hydrocarbon including the single or plural chemical species for each wavelength and irradiate the optical detector. The hydrocarbon concentration measuring device according to item.
前記照射・検出工程において検出された光に基づいて前記共通の吸収領域の吸光度を算出し、当該吸光度に基づいて前記共通の吸収領域の波長帯の光を吸収する化学種の濃度の和を算出する解析工程と、
を具備する炭化水素濃度測定方法。 Irradiation / detection for irradiating a gas containing a hydrocarbon composed of one or more chemical species with light in a wavelength band including an absorption region common to the one or more chemical species, and detecting the light emitted to the gas Process,
The absorbance of the common absorption region is calculated based on the light detected in the irradiation / detection step, and the sum of the concentrations of chemical species that absorb light in the wavelength band of the common absorption region is calculated based on the absorbance. An analysis process to
A hydrocarbon concentration measuring method comprising:
アルカンおよびアルケンからなるグループ、芳香族炭化水素からなるグループ、アルキンからなるグループのうちの少なくとも一つのC−H伸縮振動モードに対応する波長を含む請求項7に記載の炭化水素濃度測定方法。 The common absorption region is
The hydrocarbon concentration measuring method according to claim 7, comprising a wavelength corresponding to at least one C—H stretching vibration mode of a group consisting of alkane and alkene, a group consisting of aromatic hydrocarbons, and a group consisting of alkynes.
前記芳香族炭化水素からなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3000cm−1以上3200cm−1以下であり、
前記アルキンからなるグループのC−H伸縮振動モードに対応する波長は波数に換算して3200cm−1以上3400cm−1以下である請求項8に記載の炭化水素濃度測定方法。 The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of alkanes and alkenes is less 2800 cm -1 or 3000 cm -1 in terms of wavenumber,
The wavelength corresponding to the C-H stretching vibration mode of the group consisting of aromatic hydrocarbons is below 3000 cm -1 or 3200 cm -1 in terms of wavenumber,
The method for measuring a hydrocarbon concentration according to claim 8, wherein the wavelength corresponding to the C—H stretching vibration mode of the alkyne group is 3200 cm −1 or more and 3400 cm −1 or less in terms of wave number.
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